通知

||| 规定 ||| 运行||| 竞争性发电市场

 

根据第98/2017/NĐ-CP号法令（2017年8月18日），政府关于商务部职能、任务、权限和组织结构的规定；

根据2004年12月3日电力法；2012年11月20日关于修改和补充电力法若干条款的电力法修正案；

||| 根据国务院总理于2013年11月8日发布的第63/2013/QĐ-TTg号决定关于电力行业的发展路径、条件和结构，以形成和发展越南的电力市场层级；

根据电力监管局局长的建议；

||| 工商部部长发布本通知，规定竞争性发电市场的运行。

第一章
总则

第一条 调整范围

||| 本通知规定竞争性发电市场的运行（以下简称“电力市场”）以及参与电力市场的各方的责任。

第二条 适用对象

||| 本通知适用于以下参与电力市场的单位：

||| 1. 唯一购电方。

||| 2. 发电单位。

||| 3. 电力系统和电力市场运营单位。

||| 4. 输电单位。

||| 5. 电量计量数据管理单位。

||| 6. 越南国家电力集团。

条3. 术语解释

在本通知中，下列术语定义如下：

1. ||| 报价单 ||| 是发电机组向电力系统和电力市场运营单位提交的售电报价单，按照本通知规定的格式。

2. ||| 强制报价单 ||| 是由电力系统和电力市场运营单位编制并用于制定未来一天和小时调度计划的报价单，在水电厂连续两周违反限水标准的情况下使用。

3. ||| 调度报价单 ||| 是由电力系统和电力市场运营单位接受并用于制定未来一天和小时调度计划的报价单。

4. ||| 默认报价单 ||| 是在未收到发电单位有效报价单的情况下，由电力系统和电力市场运营单位使用的报价单，用于制定未来一天和小时调度计划。

5. ||| 结算清单 ||| 是电力系统和电力市场运营单位为直接参与电力市场的发电厂编制的每日交易结算清单，以及每个结算周期的结算清单。

6. ||| 干预电力市场 ||| 是电力系统和电力市场运营单位为了处理根据本通知第61条第1款规定的情况而采取的改变正常运行模式的行为。

7. ||| 交易周期 ||| 是从每小时的第一分钟开始的一个小时的时间段。

8. ||| 结算周期 ||| 是指每月第一个日至月底期间，用于电力市场交易结算凭证和发票的周期。

9. ||| 宣布容量 ||| 是发电机组的最大可运行容量，由报价单位或电力系统和电力市场运营单位与发电单位签订的服务辅助合同中宣布，并按电力市场运行计划执行。

10. ||| 调度容量 ||| 是发电机组的实际调度容量，由电力系统和电力市场运营单位在交易周期内调度。

11. ||| 预调度小时容量 ||| 是发电机组预计在下一小时调度计划中的首个小时的调度容量。

12. ||| 预调度日容量 ||| 是发电机组预计在下一日调度计划中的各交易周期内的调度容量，基于有约束的调度结果。

13. ||| 增量发电容量 ||| 是发电机组调度容量与市场定价计划中安排的容量之间的差额。

14. ||| 结算容量 ||| 是发电机组在每小时容量计划中且被结算市场容量价格的容量。

15. ||| 辅助服务 ||| 包括频率调整、旋转备用、快速启动备用、强制发电因系统安全约束、电压调节和黑启动。

16. ||| 增量发电量 ||| 是发电机组由于调度增量发电容量而产生的发电量。

17. ||| 报价单位 ||| 是直接在电力市场上提交报价单的单位，包括直接注册报价的发电单位或电厂，以及代表阶梯式水电厂组进行报价的单位。

18. ||| 唯一购电方 ||| 是电力市场上的唯一购电单位，负责购买所有通过电力市场和购售电合同获得的电量。

19. 是根据越南法律规定拥有一个或多个发电厂的组织或个人。 ||| 指拥有一个或多个参与电力市场的发电厂，并与唯一购电方签订购售电合同的发电单位。

20. ||| 间接交易发电单位 ||| 是拥有参与电力市场的发电厂但不直接在电力市场上进行报价的发电单位。

21. ||| 直接交易发电单位 ||| 是拥有参与电力市场的发电厂并在电力市场上直接进行报价的发电单位。

22. ||| 电量计量数据管理单位 ||| 是提供、安装和管理电力市场所需的电量计量数据收集、处理和存储系统的单位，以及信息传输网络。

23. 输电企业 ||| 是负责管理和运行国家输电网的电力公司。

24. 系统运行和市场单位 ||| 是指挥和控制全国电力系统发电、输电和配电过程的单位，负责电力市场交易操作。

25. 市场容量价格 ||| 是每交易周期确定的单位容量价格，用于计算电力市场中发电单位的容量付款。

26. ||| 最低报价价格 ||| 是发电单位在当日报价单中对一台发电机组可以报价的最低价格。

27. ||| 电力市场价格 ||| 是每交易周期确定的单位电量价格，用于计算电力市场中发电单位的电量付款。

28. ||| 全面电力市场价格 ||| 是每交易周期的电力市场价格和容量市场价格之和。

29. ||| 最高报价价格 ||| 是发电单位在当日报价单中对一台发电机组可以报价的最高价格。

30. ||| 电力市场最高价格 ||| 是每年确定的电力市场价格上限。

31. ||| 水值 条款所述的边际期望水价是指计算用于发电以替代未来热电能源的水电水库蓄水量，按每单位电力能量进行折算的价格。

32. ||| 效率衰减系数 ||| 是指发电机组随运行时间增加而降低的效率指标。

33. ||| 年或月平均负荷系数 ||| 是指一年或一个月内总发电量与总装机容量和计算年或月负荷系数的总小时数之积的比例。

34. ||| 电力市场信息系统 ||| 是由系统运营商和市场管理机构管理的用于市场管理和信息交换的设备和数据库系统。

35. 电力购买协议 ||| 电力购销合同

36. ||| 是唯一购电方与发电企业或国外签订的电力买卖合同。 ||| 差异购电合同

37. ||| 是唯一购电方与直接交易发电企业签订的，按照工业和商业部发布的模板签署的购电合同。 ||| 约束调度

38. ||| 是指根据最小购电成本方法，在考虑系统技术约束的情况下安排发电机组启动顺序。 ||| 非约束调度

39. ||| 是指不考虑系统中任何约束，根据最小购电成本方法安排发电机组启动顺序。 ||| 功率计划

40. ||| 是由系统运营商和市场管理机构在运营后制定的计划，用以确定每个交易周期内的功率结算量。 ||| 即时调度计划

41. ||| 是由系统运营商和市场管理机构为即将进行的交易周期及随后三个连续交易周期制定的预计发电机组启动计划，以提供发电和辅助服务。 ||| 次日调度计划

42. ||| 是由系统运营商和市场管理机构为次日交易周期制定的预计发电机组启动计划，以提供发电和辅助服务。 ||| 市场电价计算计划

43. ||| 是由系统运营商和市场管理机构在当前交易日之后制定的计划，用以确定每个交易周期的市场电价。 ||| 电力市场仿真模型

44. ||| 是由系统运营商和市场管理机构使用的软件系统，用于模拟发电机组调度并计算市场电价，应用于年度、月度和周度运营规划。 ||| 水值计算模型

45. ||| 是由系统运营商和市场管理机构使用的优化水火电软件系统，用于计算水值，应用于年度、月度和周度运营规划。 ||| 水位限制

46. ||| 是由系统运营商和市场管理机构根据电力系统中期和短期安全评估程序计算并公布的每月末或每周末水电站上游最低水位。 ||| 最优水位

47. 年N ||| 当前电力市场运营年度，按公历计算。

48. ||| 日D ||| 当前交易日。

49. ||| 交易日 ||| 是指电力市场交易活动发生的日期，从每日零点至二十四点。

50. ||| 建设-经营-转让（BOT）电厂 ||| 是通过投资者与政府授权机关签订合同建设的电厂。

51. ||| 最佳新电厂 ||| 是指新投入运营的火力发电厂，其计算出的下一年度平均发电价格最低，并且其购电合同价格是基于工业和商业部发布的标准电厂发电价格框架协商确定。最佳新电厂每年被选用于市场容量价格计算。

52. ||| 多目标战略水电厂 ||| 是指由总理批准的具有特别重要经济和社会意义、国防和安全意义的大规模水电厂名单中的水电厂，或者是由工业和商业部批准的与具有特别重要经济和社会意义、国防和安全意义的大规模电厂协同运行的水电厂名单中的水电厂。

53. ||| 阶梯式水电厂群 ||| 是指一组水电厂，其中上一级水电厂水库泄出的水量占下一级水电厂水库来水量的全部或大部分，并且这两级电厂之间没有超过一周调节能力的大水库。

54. 调度发电软件 是由电力系统运行和电力市场单位使用的软件系统，用于编制次日和次小时的发电调度计划。

55. 系统负荷 是指在交易周期内，整个电力系统的电量（折算到发电机极头）与进口电量之和，减去总装机容量不超过30兆瓦且不参与电力市场的发电厂的电量，以及同一河流上属于一个发电单位、总装机容量不超过60兆瓦的阶梯式水电站的电量（符合可避免成本费率标准）。

56. 计量电量 是指发电厂在计量点处测量得到的电能量。

57. 小时合同电量 是指根据购售电差价合同，在每个交易周期内分配并按合同支付的电量。

58. 年度合同电量 是指购售电差价合同中每年承诺的电量。

59. 月度合同电量 是指从年度合同电量中分配给每个月的电量。

60. 年度计划电量 是指预计在下一年度被调用的发电厂电量。

61. 月度计划电量 是指预计在下一年度各个月份被调用的发电厂电量。

62. 燃烧效率 是指发电机组或发电厂生产每单位电能所消耗的热量（或燃料量）。

63. 强制发电付款 是指发电单位因增加发电量而获得的付款。

64. 市场参与者 是指根据本通知第二条规定参与电力市场交易活动或提供服务的单位。

65. 第M月 是指当前电力市场运营月份，按照公历计算。

66. 供电不足 是指所有发电单位公布的总容量低于预测系统负荷需求的情况。

67. 保密信息 是指法律规定的信息以及各方之间约定保密的其他信息。

68. 市场信息 是指与电力市场活动相关的所有数据和信息。

69. 报价截止时间 是指在此之后发电单位不得更改次日电价报价的时间点，除非有特殊情况，按照本通知规定。在电力市场中，报价截止时间为D-1日的11时30分。

70. 调度顺序 是指根据价格原则从低到高排列报价功率区间的结果，并考虑了系统的约束条件。

71. 供电过剩 是指直接交易发电单位在市场价格下报出的总容量加上间接交易发电单位在交易周期内预计调用的发电厂容量大于预测系统负荷的情况。

72. 年度负载系数计算小时数 是指对于在N-1年之前已投入商业运行的发电机组，全年N的总小时数；或者对于在N年内投入商业运行的发电机组，从商业运行开始到年末的总小时数，扣除该年度经批准的维修时间。

73. 月度负载系数计算小时数 是指对于在M-1月之前已投入商业运行的发电机组，全月M的总小时数；或者对于在M月内投入商业运行的发电机组，从商业运行开始到月末的总小时数，扣除该月经批准的维修时间。

74. 慢启动机组 是指无法在30分钟内启动并接入电网的发电机组。

75. 第T周 是指当前电力市场运营周。

76. 计量位置 是指根据《国家经贸委关于电力市场竞争中电能计量的通知》（2009年第27号令）的规定，设置电能计量系统的位置，以确定发电单位和唯一购电批发单位之间的电能交易结算量。

第二章
参加电力市场登记

条4. 参与电力市场责任

1. 拥有电力业务运营许可证，在发电领域，装机容量超过30兆瓦并接入国家电网的发电厂，除本条第3款规定的发电厂外，最迟应在发电厂商业运行之日起30天内参与电力市场。

2. 装机容量不超过30兆瓦，并接入电压等级为110千伏及以上电网的发电厂，除本条第3款规定的发电厂外，有权选择是否参与电力市场。选择参与电力市场的发电厂应承担以下责任：

a) 根据本条第5款的规定准备基础设施；

b) 按照本通知第5条的规定完成并提交参与电力市场的注册申请材料；

c) 遵守本通知和相关法律法规对参与电力市场的发电单位的要求。

3. 不参与电力市场的发电厂包括：

a) 建设—运营—转让（BOT）模式的发电厂；

b) 使用非水力可再生能源的发电厂；

c) 燃气轮机发电厂，受限制必须使用最大量天然气以保障国家利益；

d) 工业区内仅向国家电网出售部分产量的发电厂。

4. 在N-1年的11月1日前，系统运营商和电力市场负责编制并向电力监管机构报告当年N直接交易、间接交易发电单位以及不参与电力市场的发电单位名单，以便向电力市场参与者公布。

5. 参与电力市场的发电厂应投资并完善信息市场系统（包括：报价系统、调度管理系统（DIM）、市场结算支持系统、内部市场信息网络连接系统）、SCADA/EMS系统、电能计量系统，确保在发电厂商业运行日前符合电力系统和电力市场的运行要求。

6. 单一购电方应将与发电单位协商一致的发电厂商业运行日期书面通知系统运营商和电力市场。

7. 在计划于M+1月投入商业运行的发电厂前一个月的M日之前，发电单位应向系统运营商和电力市场提供必要的信息（技术参数、电价等），以便计算下个月及当年后续月份的运行计划。

8. 对于满足条件但未按本条第1款规定参与电力市场或被暂停参与电力市场的发电厂（根据本通知第8条的规定）：

a) 系统运营商和电力市场应仅在以下情况下调用发电厂：

- 确保下游水库水位符合联调水库或单库操作规程的要求，或按照主管部门的要求（对于水电厂）；

- 保障电力系统的安全；

- 防止水电厂溢流。

b) 在发电厂未参与电力市场或被暂停参与电力市场的阶段，支付给发电厂的电费应根据与单一购电方签订的购售电合同进行，符合发电厂的运行状态。

条 5. 注册参与电力市场文件

1. 自商业运营之日起二十日内，发电单位应完成并提交符合本通则第四条第一款规定的发电厂注册参与电力市场的所有文件。

2. 发电单位应将每座发电厂的注册参与电力市场的文件一套提交给系统运行和电力市场单位，通过电力市场电子网站递交。

3. 注册参与电力市场的文件包括：

a) 参与电力市场注册表，其中详细记录发电单位、发电厂名称、地址、在电力市场上报价的主体以及发电厂预计正式参与电力市场的日期；

b) 发电业务许可证复印件；

c) 符合本通则第四条第五款规定的各系统验收投入运行的文件；

d) 供电购电合同复印件；

e) 阶梯水电站群报价代理单位的报价一致证明书复印件（如发电单位代表阶梯水电站群）。

条 6. 注册参与电力市场文件审查

1. 系统运行和电力市场单位负责督促发电单位按照本通则第四条第一款规定，在确定发电厂预计商业运营日期后，办理发电厂注册参与电力市场的手续。

2. 自收到有效注册参与电力市场文件之日起五个工作日内，系统运行和电力市场单位应对文件进行审查，评估发电厂正式参与电力市场的可能性（或提出适合发电厂参与电力市场的合适时间点，不早于发电厂提出的日期且不超过发电厂商业运营日期后的三十天），并将结果书面报告电力监管机构。

3. 若发电厂已满足参与电力市场的所有条件，系统运行和电力市场单位应在发电厂正式参与电力市场前至少二十四小时在其网站上公布相关信息。

条 7. 市场参与者信息

1. 输电单位、唯一购电方和电量计量数据管理单位应向系统运行和电力市场单位登记其基本信息。

2. 系统运行和电力市场单位负责保存登记信息，并更新市场参与者登记信息的变化。

3. 市场参与者应及时向系统运行和电力市场单位通报任何已登记信息的变化。

4. 系统运行和电力市场单位负责公布市场参与者的登记信息及其变化。

条 8. 停止参与电力市场的发电厂

1. 发电厂在有以下行为之一时，将被停止参与电力市场：

a) 不提供信息或提供的信息不准确，影响电力市场运行计划和系统内机组调用计划的制定；

b) 不提供信息或提供的信息不准确，影响竞争性电力市场争议解决和违规处理，按照争议解决机构的要求和法律规定；

c) 直接或间接与另一单位达成协议，限制或控制市场上的出力报价，以提高现货市场价格并影响供电安全；

d) 与其他发电单位达成协议，在报价上进行串通，以便被安排调用；

đ) 与系统运营商和电力市场达成协议，在报价上进行串通，以便被安排调用，但不符合规定。

2. 违反本条第1款规定的发电厂，将根据本通知第114条的规定被停止参与电力市场。

条 9. 终止参与电力市场

1. 发电厂在以下情况下终止参与电力市场：

a) 根据拥有发电厂的发电单位在以下情况下的提议：

- 发电厂完全停止运行；

- 发电厂无法维持且无法在一年内恢复超过30兆瓦的装机容量。

b) 发电厂的电力业务许可证在发电领域被撤销或失效。

2. 在本条第1款a项规定的情况下，发电单位应在希望终止参与电力市场至少30天前，向系统运营商和电力市场提交书面通知。

3. 自收到发电单位提出的终止参与电力市场的书面通知之日起10日内，系统运营商和电力市场应负责审查、决定，并报告国家能源监管局监督执行。

4. 系统运营商和电力市场应负责保存相关档案，并在电力市场网站上公布发电厂终止参与电力市场的信息。

第三章
电力市场运营原则

条 10. 报价限价

1. 发电机组在电力市场的报价限于底价和顶价之间。

2. 热力发电机组的年度顶价由月度调整确定，并基于以下因素计算：

a) 发电机组的热耗率；

b) 发电机组随运行时间下降的效率系数；

c) 燃料价格；

d) 依据购售电合同的价格变动。

3. 热力发电机组的底价为每千瓦时1分。

4. 水力发电机组的报价限价按本通知第41条规定执行。

条 11. 水的价值

1. 水的价值用于确定水力发电机组在电力市场的报价限价。

2. 系统运营商和电力市场应根据本通知附件1的规定，计算并公布水的价值。

条 12. 全电量市场电价

全电量市场电价周期交易的计算方法为以下两项之和：

1. 市场电能量价格。

2. 市场电容量价格。

条 13. 市场电能量价格

1. 市场电能量价格由电力系统运行单位和电力市场根据非约束调度方法在运行后计算得出。

2. 市场电能量价格不得超过市场电价上限。

3. 市场电能量价格按照本通知第69条和第71条的规定确定。

条 14. 市场电容量价格

1. 每个交易周期的市场电容量价格由电力系统运行单位和电力市场在制定下一年度运行计划过程中计算，并在应用年度内保持不变。

2. 市场电容量价格基于确保最佳新电厂收回变动成本和固定成本的原则进行计算。

3. 市场电容量价格按照本通知第25条和第26条的规定确定。

条 15. 差价合约

1. 发电直接交易单位和唯一购电方有责任签署由商务部发布的差价合约。

2. 合同年产量由电力系统运行单位和电力市场根据年度计划产量和按合同价格支付的电量比例计算。年度计划产量由电力系统运行单位和电力市场牵头，与唯一购电方合作，在制定下一年度运行计划时根据本通知第27条第2款的规定计算。

3. 合同月产量由电力系统运行单位和电力市场在制定下一年度运行计划过程中，根据本通知第28条规定的将年度合同产量分配到各个月份的方式确定。

4. 合同小时产量由电力系统运行单位和电力市场在制定下一个月度运行计划过程中，根据本通知第37条规定的将月度合同产量分配到各小时的方式确定。

5. 电力监管局负责根据每种技术类型每年确定并公布发电单位按合同价格支付的电量比例，原则如下：

a) 确保实现以下目标：

- 鼓励电力市场的有效竞争；

- 稳定发电单位的收入；

- 稳定平均发电价格，符合零售电价制定规定。

b) 根据电厂的技术类型（水电、火电）规定按合同价格支付的电量比例，该比例不超过95%，不低于60%。

条 16. 电力市场结算原则

1. 直接参与交易的发电单位根据市场价格和差价合约进行结算。

2. 市场价格结算仅适用于直接参与交易的发电单位，并基于以下因素计算：

a) 市场电能量价格；

b) 市场电容量价格；

c) 调度的电能量和电容量。

3. 对直接参与交易的发电单位的结算按照本通知第六章的规定执行。

4. 间接参与交易的发电单位和不参与电力市场的单位根据购售电合同进行结算。

第四章 实施细则
电力市场运行计划

节 1
下一年度运行计划

条17. 运行年度计划

1. 电力系统和电力市场运行单位负责制定下一年度电力市场运行计划，包括以下内容：

a) 选择最佳的新发电厂；

b) 计算市场价格容量价格；

c) 计算水电水库的最优水位和水量值；

d) 计算热电厂机组报价限价；

e) 确定电力市场的最高限价方案；

f) 制定直接交易发电单位的年度计划产量、年度合同产量以及将年度合同产量分配到当年各月的计划。

2. 电力系统和电力市场运行单位负责使用市场模拟模型计算本条第1款规定的各项内容。热电厂机组在市场模拟中使用的输入参数是根据本条第3款确定的变动成本，以及水电厂的水文特性和技术特性。

3. 热电厂机组的变动成本按如下方式确定：

a) 如果能够根据购电合同或试验结果确定热效率值，则机组的变动成本按如下方式确定：

VC_b) = + +

其中：

： 根据主要燃料（煤、气）成本波动调整的变动价格部分（元/kWh）；

： 根据辅助燃料（油）成本波动调整的变动价格部分（元/kWh）；

： 除主要燃料和辅助燃料（油）外其他变动价格部分，按照购售电合同规定（元/kWh）。

- 根据主要燃料成本波动调整的变动价格部分（元/kWh），按以下公式确定：

 

其中：

： 根据购售电合同或试验结果由有权机关授权或决定的试验单位统一测定并经唯一购电方确认的主要燃料平均热耗率，对应于规定的负荷水平，详见2014年12月19日商务部令第56号《关于发电价格制定方法及购售电合同检查程序的通知》附录1（kg/kWh或BTU/kWh或kcal/kWh）。

对于使用多种来源煤炭（包括进口煤和国内煤）的发电厂：基础煤热值（NT₀）用于计算平均热耗率，按煤炭体积和热值加权平均，并转换为全干基热值，依据煤炭买卖合同规定（kcal/kg）。

： 主要燃料价格包括运输费用。

- 根据辅助燃料成本波动调整的变动价格部分（元/kWh），按以下公式确定：

 

其中：

： 辅助燃料的平均热耗率，基于制造商提供的参数双方协商确定（kg/kWh）；

： 辅助燃料价格包括运输费和其他费用（元/kg）。

- 燃料（主、辅）的平均热耗率由唯一购电方提供，并根据性能衰减系数进行调整。如果购售电合同中的热耗率为项目寿命期内的平均值，则不进行性能衰减系数调整。如果购售电合同仅包含不同负载下的热耗率曲线，则机组的热耗率应在与发电厂多年平均发电量对应的负载水平上确定。

如果热电厂没有试验结果或购售电合同中的热耗率，则通过相同技术类型和装机容量且同一家制造商的标准电厂来确定。电力系统和电力市场运行单位负责计算标准电厂的燃料消耗率或热耗率。

- 热电厂的性能衰减系数按唯一购电方提供的购售电合同中的性能衰减系数确定。

如果热电厂购售电合同中没有性能衰减系数数据，则采用电力系统和电力市场运行单位确定的同类标准电厂的性能衰减系数。

- 发电厂的其他变动价格部分（元/kWh）按购售电合同的规定确定。

b) 如果无法通过试验结果或已签订的购售电合同确定热耗率，则机组的变动成本等于购售电合同中更新了影响N年变动价格因素后的N年变动价格（包括主要燃料运输费用）。对于尚未签订购售电合同的电厂，N年的变动价格参照具有相同发电技术和装机容量且签订了购售电合同的电厂的变动价格。

c) 在计算N年的变动价格和变动成本时，优先使用以下顺序的价格：

- 当年N年由有权机关公布或指导确定的燃料价格；

- 当年N年在燃料购买合同中的燃料价格；

- 基于最近一个月电费结算单确定的燃料价格。如果在编制N年计划时没有包含当月完整燃料价格的电费结算单（未完全反映燃料购买合同价格），则可以使用基于该月发票的平均燃料价格，符合燃料购买合同规定。

4. 运营电力系统和电力市场的单位负责向越南电力集团提交审核，并按本通知附件1规定的电力市场运行时间表向电力监管机构报批下一年度的运行计划。提交的文件包括计算结果、输入数据和计算说明。

5. 如果煤炭和天然气发电价格与批准下一年度运行计划时相比有重大变动，电力监管机构负责审查并要求运营电力系统和电力市场的单位更新数据并重新计算剩余月份的运行计划，然后提交给越南电力集团审核，并向电力监管机构报批。

第十八条 水电站分类

1. 在电力市场中的水电站具体分类如下：

a) 多目标战略水电站；

b) 阶梯式水电站组；

c) 调节周期超过一周的水库水电站组；

d) 调节周期为二日至一周的水库水电站组；

e) 调节周期不足二日的水库水电站组；

对于属于调节周期超过一周的水库水电站组的水电站，如果由商务部每年发布的年度供电计划中的发电量低于多年平均发电量（GO）的65%，则该水电站在当年参与电力市场的形式将按照本通知规定适用于调节周期不足二日的水库水电站组的规定执行。

对于使用灌溉水库水发电且有国家主管部门特别要求的水电站，电力监管机构负责向商务部报告并提出当年该水电站参与电力市场形式的决定。

2. 每年，运营电力系统和电力市场的单位负责根据本条第1款的规定更新水电站组名单。

3. 根据越南电力集团的建议，电力监管机构负责编制多目标战略水电站名单，以按规定程序报批。

第十九条 下一年度运行计划的负荷预测

运营电力系统和电力市场的单位负责按照商务部发布的输电系统规定的方法进行负荷预测，以制定下一年度的运行计划。用于制定下一年度运行计划的负荷预测数据包括：

1. 全国及北部、中部、南部各区域全年的总负荷需求以及每月的负荷需求。全国电力系统的最大和最小负荷功率在每个月。

2. 每个区域（北部、中部、南部）和全国电力系统全年典型日的负荷曲线图。

3. 每个区域（北部、中部、南部）和全国电力系统全年每个交易周期的负荷曲线图。

第二十条 下一年度运行计划的辅助服务

1. 运营电力系统和电力市场的单位负责根据商务部发布的输电系统规定确定下一年度所需的各类辅助服务。

2. 运营电力系统和电力市场的单位负责选择提供辅助服务的发电厂。被选中的发电厂负责提供辅助服务，并按照商务部的规定获得支付。

第21条 基荷、中腰荷和尖峰荷机组的分类

一、电力系统运行单位和电力市场运行单位负责按照《发电机组分类及上网电价计算规程》（由电力监管机构发布）的规定，对基荷、中腰荷和尖峰荷机组进行分类。

二、电力系统运行单位和电力市场运行单位负责使用市场模拟模型确定发电机组的年平均负荷系数。

三、根据模拟结果得出的年平均负荷系数，机组被划分为以下三个类别：

（a）基荷机组包括年平均负荷系数大于或等于60%的发电机组；

（b）中腰荷机组包括年平均负荷系数大于25%且小于60%的发电机组；

（c）尖峰荷机组包括年平均负荷系数小于或等于25%的发电机组。

第22条 热电机组报价上限的确定

一、在能够根据购售电合同或机组试验结果确定热值耗量的情况下：

（a）热电机组的最高报价按以下公式确定：

 

其中：

：热电机组的最高报价（元/千瓦时）；

K_DM-MS：根据热电机组分类结果调整最高报价的系数。对于基荷热电机组K_DM-MS =0%；中腰荷热电机组K_DM-MS =5%；尖峰荷热电机组K_DM-MS = 20%;

P_NLC：热电机组主燃料（含主燃料运输费用）的价格（元/千卡；元/英热单位或元/千克）；

P_NLP：热电机组辅助燃料的价格（元/千卡；元/英热单位或元/千克）；

HR_社：热电机组主燃料在平均负载下的热值耗量（英热单位/千瓦时；千卡/千瓦时或千克/千瓦时）；

HR_P：热电机组辅助燃料在平均负载下的热值耗量（英热单位/千瓦时；千卡/千瓦时或千克/千瓦时）；

：除主燃料和辅助燃料（油）外的其他变动成本部分，根据购售电合同确定（元/千瓦时）。

（b）对于使用进口煤炭的热电厂，第N年的煤炭价格（含煤炭运输费用）为第N年购售燃料合同中的煤炭价格。如果在制定年度计划时没有第N年的煤炭购售合同，则第N年的煤炭价格为最近一个月电费结算单上的煤炭价格。如果在制定第N年计划时，最近一个月的电费结算单尚未包含完整的燃料费用（进口煤炭购售合同），可以使用基于港口卸货单据的月平均燃料价格。

（c）热电机组的燃料价格和热值耗量参数应按照本通知第17条第3款第a项的规定确定。

（d）主燃料价格由唯一的采购商根据电力系统运行单位和电力市场运行单位规定的期限框架提供。

二、在购售电合同或机组试验结果中没有热值耗量数据，且没有合适的同类标准电厂的情况下：

（a）热电机组的最高报价按以下公式确定：

 

其中：

：热电机组的最高报价（元/千瓦时）；

K_DM-MS：根据热电机组分类结果调整最高报价的系数。对于基荷热电机组 K_DM-MS =2%；中腰荷热电机组 K_DM-MS =5%；尖峰荷热电机组 K_DM-MS = 20%;

：第N年购售电合同中约定的变动成本（含主燃料运输费用）（元/千瓦时）；

（b）用于计算最高报价的变动成本（含主燃料运输费用）是唯一的采购商提供的第N年预计变动成本。

三、各热电机组的最低报价应按照本通知第10条第3款的规定执行。

四、电力系统运行单位和电力市场运行单位负责按照本通知附件1的规定，在电力市场运行计划中公布经批准的各热电机组的报价上限。

条 23. 确定电力市场最高限价

1. 电力系统运行单位和电力市场运营单位负责计算电力市场最高限价方案，至少应有三个方案。

2. 电力市场最高限价在第N年的确定原则为：

a) 不低于第N年热电联产机组和背靠背直接接入市场的机组变动成本；

b) 不高于第N年热电联产机组或背靠背直接接入市场的机组报价中最高限价的115%。

条 24. 选择最佳新电厂

1. 第N年的最佳新电厂是指符合以下标准参与电力市场的发电厂：

a) 在第N-1年开始商业运行并全容量发电，除非根据本条第3款的规定；

b) 是基荷电厂，并按照本通知第21条第3款的标准分类；

c) 使用燃煤热电技术或混合循环燃气轮机技术；

d) 全部发电成本平均值每千瓦时最低。

2. 单一购电方负责编制符合本条第1款a项和c项标准的发电厂名单，并向电力系统运行单位和电力市场运营单位提供这些发电厂的购售电合同数据，以确定最佳新电厂。数据包括：

a) 第N年的变动价格；

b) 根据购售电合同在第N年支付的固定价格（元/千瓦时）；

c) 合同约定的电量（千瓦时）。

3. 如果符合本条第1款a项、b项和c项标准的发电厂数量少于三个，电力系统运行单位和电力市场运营单位应补充第N-1年选择的新发电厂名单，确保数量不少于三个，并要求单一购电方更新并提供上述第2款规定的数据，以便计算和选择第N年的最佳新电厂。

4. 电力系统运行单位和电力市场运营单位负责根据本条第1款a项、b项和c项规定标准的发电厂，计算每千瓦时全部发电成本平均值，公式如下：

 

：第N年发电厂每千瓦时全部发电成本平均值（元/千瓦时）；

：根据购售电合同在第N年支付的固定价格（元/千瓦时）；

：第N年变动价格（元/千瓦时）；

：合同约定的第N年电量（千瓦时）；

：基于约束调度模型预测的第N年发电量（千瓦时）。

5. 最佳新电厂名单按每千瓦时全部发电成本平均值从低到高排序。第N年的最佳新电厂是根据本条第4款计算结果，每千瓦时全部发电成本平均值最低的发电厂。

条25. 确定市场容量价格的原则

1. 确保最佳新电厂在参与电力市场时能够收回足够的发电成本。

2. 市场容量价格与国家电力系统预测的负荷相对应，适用于交易周期。

条26. 确定市场容量价格的程序

电力系统和电力市场的运营单位负责按照以下程序确定市场容量价格：

1. 确定最佳新电厂的年度短缺成本

a)根据以下公式确定最佳新电厂在第N年的预期市场收入：

 

其中：

R_{+ C}：最佳新电厂在第N年通过市场价格预计的收入（元）；

i：第N年的交易周期i；

I：第N年的总交易周期数；

SMP_送：根据无约束调度方法确定的第N年第i个交易周期的市场价格（元/千瓦时）；

：根据有约束调度方法确定的最佳新电厂在第N年第i个交易周期的预计产量（千瓦时），该产量在计量点处。

b)根据以下公式确定最佳新电厂的年度发电总成本：

 

其中：

电力项目的经济寿命根据本通知附件的规定确定（年）。_BNE：最佳新电厂在第N年的发电年度成本（元）；

P_BNE：根据本通知第24条第4款规定确定的最佳新电厂每千瓦时的平均全发电成本（元/千瓦时）；

：根据有约束调度方法确定的最佳新电厂在第N年第i个交易周期的预计产量（千瓦时），该产量在计量点处；

i：第N年的交易周期i；

I：第N年的总交易周期数。

c)最佳新电厂的年度短缺成本根据以下公式确定：

 

其中：

AS：最佳新电厂在第N年的年度短缺成本（元）；

电力项目的经济寿命根据本通知附件的规定确定（年）。_BNE：根据本款b项确定的最佳新电厂在第N年的年度发电总成本（元）；

：根据本款a项确定的最佳新电厂在第N年的市场价格预计收入（元）。

d)如果计算年度短缺成本时采用最低市场价格上限方案得到负值，电力系统和电力市场的运营单位应向电力监管机构报告，并根据本通知第24条规定选择下一个最佳新电厂进行重新计算或审查参与电力市场的电厂名单，以合理确定市场价格上限。

2. 确定月度短缺成本

最佳新电厂的月度短缺成本通过将年度短缺成本分配到第N年的各个月份来确定，使用以下公式：

 

其中：

t：第N年的月份t；

MS：最佳新电厂在月份t的月度短缺成本（元）；

AS：最佳新电厂在第N年的年度短缺成本（元）；

：月份t的最大负荷（兆瓦）。

3. 确定交易周期的市场容量价格

a)根据以下公式确定最佳新电厂在一年中的平均可用容量：

 

其中：

：最佳新电厂在第N年的平均可用容量（千瓦）；

I：第N年的总交易周期数；

i：最佳新电厂预计被调用的交易周期；

：根据有约束调度方法确定的最佳新电厂在第N年第i个交易周期的预计调用量（千瓦），该调用量已转换为计量点位置。

b)根据以下公式确定每个交易周期的市场容量价格：

 

其中：

I：月份t的总交易周期数；

i：月份t的交易周期i；

：交易周期i的市场容量价格（元/千瓦）；

：最佳新电厂在第N年的平均可用容量（千瓦）；

_­­­：最佳新电厂在月份t的月度短缺成本（元）；

c)_i-^负责人：根据本通知第19条规定确定的月份t典型日负荷曲线预测的交易周期i的系统负荷（兆瓦）。

条27. 确定年度合同总电量

电厂的年度合同总电量按照以下步骤确定：

1. 根据有约束力的日程表方法制定下一年度电力系统运行计划。在制定下一年度电力系统运行计划时使用的输入参数包括热电厂的变动价格、水文特性以及电厂的技术参数。

2. 按照下列公式计算电厂的年度计划总电量：

  如果   

        如果   

      如果   

其中：

：年度N电厂计划总电量（千瓦时）；

：从下一年度电力系统运行计划中确定的年度N电厂预计电量，转换为计量点（千瓦时）；

GO：根据购售电合同规定的电厂多年平均发电量（千瓦时）；

a, b：根据工贸部发布的关于发电价格制定方法和购售电合同检查程序的规定确定的年度产量调整系数。

3. 按照下列公式计算电厂的年度合同总电量：

 

其中：

家标准在种植业领域。”_c：年度N合同总电量（千瓦时）；

：年度N电厂计划电量（千瓦时）；

：根据本通知第十五条第二款规定确定的适用于年度N的按合同价格结算电量比例（百分比）。

条28. 确定月度合同电量

热电厂和具有调节水库的水电厂在一个星期内的月度合同电量，在制定下一年度电力市场运行计划的过程中确定，包括以下步骤：

1. 使用本通知第十七条第二款规定的电力市场模拟模型，采用有约束力的日程表方法，确定电厂每月的预计电量。

2. 按照下列公式确定月度合同电量：

 

其中：

 ：月度t电厂合同电量（千瓦时）；

家标准在种植业领域。”_c ：电厂年度合同总电量（千瓦时）；

：通过采用有约束力的日程表方法的电力市场模拟模型确定的月度t电厂预计电量（千瓦时）。

3. 对于预计在年度N参与电力市场的新增电厂，如果缺乏计算分配年度合同电量所需的依据，则电力系统和电力市场运营单位负责计算从参与电力市场到年度N结束期间的月度合同电量，并向越南电力集团报告并提交电力监管局批准。具体计算方法如下：

 

其中：

 ：月度t电厂合同电量（千瓦时）；

：根据本通知第十五条第二款规定确定的适用于年度N的按合同价格结算电量比例（百分比）；

：根据更新的年度N月份t及剩余月份的系统运行方式，将电厂计划电量转换为交割点（千瓦时）。

条29. 确定和签署年度及月度合同电量的责任

1. 电力系统和电力市场运营单位负责：

a) 根据本通知第二十七条和第二十八条的规定计算发电单位的年度和月度合同电量；

b) 在每年11月15日前，在电力市场门户网站上公布用于计算年度和月度合同电量的数据和结果，供单一购电方和直接交易发电单位进行核查；

2. 单一购电方负责：

a) 向电力系统和电力市场运营单位提供计算年度和月度合同电量所需的数据；

b) 在每年11月25日前与电力系统和电力市场运营单位合作处理年度和月度合同电量计算结果中的任何差异；

c) 根据计算结果与发电单位确认年度和月度合同电量；

3. 直接交易发电单位负责：

a) 向电力系统和电力市场运营单位和单一购电方提供计算年度和月度合同电量所需的数据；

b) 在每年11月25日前与电力系统和电力市场运营单位合作处理年度和月度合同电量计算结果中的任何差异；

c) 根据计算结果与单一购电方确认年度和月度合同电量。

条30. 确定预计年度N的平均上网电价

1. 电力系统运行单位和电力市场有责任计算预计年度N的平均上网电价以及与前一年N-1相比的电价变化程度。

2. 每年平均上网电价按以下公式计算：

 

其中：

j：发电厂j，属于直接交易发电企业；

J：所有直接交易发电企业的发电厂总数；

P_PDTB：年度N全系统的平均上网电价（元/kWh）；

：年度N的全电量平均市场价格（元/kWh），按照本条第4款的规定；

：年度N全系统总发电量，由工业和贸易部批准（千瓦时）；

：年度N直接交易发电企业总发电量，由工业和贸易部批准（千瓦时）；

：年度N发电厂j在购售电差价合约中的总发电量（千瓦时）；

：年度N发电厂j的购售电差价合约价格（元/kWh）；

：年度N从BOT电厂购买电力的总成本（元）；

：年度N从战略多目标水电厂购买电力的总成本（元）；

社_DVPT：年度N购买辅助服务的总成本（元）。

3. 电力系统运行单位和电力市场有责任收集BOT电厂、战略多目标水电厂和提供辅助服务的电厂的信息，从越南电力集团获取，以根据本条第2款的规定计算每年的平均上网电价。

4. 全电量平均市场价格按以下公式确定：

 

其中：

i：第N年的交易周期i；

I：年度N的总交易周期数；

：年度N的全电量平均市场价格（元/kWh）；

：所有参与市场的发电厂在交易周期i中向市场供电的预期发电量，由约束性市场模拟模型确定（千瓦时）；

：交易周期i的预期市场电量价格，由非约束性市场模拟模型确定（元/kWh）；

：交易周期i的市场容量价格（元/kW）。

条31. 发布下一年度电力市场运营计划

1. 在根据本通知第17条的规定批准下一年度电力市场运营计划后，电力系统运行单位和电力市场有责任在其电力市场信息网站上公布有关输入数据和编制下一年度电力市场运营计划结果的信息给市场成员。

2. 下一年度电力市场运营计划公布的信息包括：

a) 计划编制结果，包括：

- 预期市场电量价格；

- 最佳新电厂选择的结果；

- 每小时市场容量价格；

- 市场电量价格上限；

- 热电厂分类；

- 年度合同电量和各月分配的合同电量，各电厂。

b) 用于编制市场运营计划的输入参数，包括：

- 各区域（北部、中部、南部）和全国电网的年度负荷预测，在每个交易周期内；

- 用于计算市场模拟的水电水库水文数据；

- 新电厂投入运行的时间表；

- 输电网络的技术参数；

- 预计的进出口电量图表；

- 各电厂、输电网络和主要气源的年度维护和检修日程。

3. 下一年度电力市场运营计划仅向与这些信息直接相关的直接交易发电企业公布，包括：

a) 发电厂在市场模拟中的每个交易周期内的预期发电量；

b) 水电厂的水量价值；

c) 用于计算市场模拟的热电厂变动价格的数据。

节
下月运营计划

条 32. 负荷预测用于制定下月运行计划

系统电力和电力市场运营单位负责根据《国家能源局输电系统规定》中规定的方法进行负荷预测，以服务下月运行计划的制定。用于制定下月运行计划的负荷预测数据包括：

1. 国家电网和北部、中部、南部各区域全月及每月每周的总负荷需求。

2. 北部、中部、南部各区域以及全国电网在每月每周典型日的负荷曲线图。

条 33. 计算水值

系统电力和电力市场运营单位负责计算下月各周的水值。计算结果用于制定下月运行计划，包括：

1. 战略多目标水电站预计发电量。

2. 阶梯式水电站的水值。

3. 周调节水库水电站的水值。

4. 周调节水库水电站在下月每周期的最佳水位。

条 34. 下月基荷、腰荷和峰荷机组分类

1. 系统电力和电力市场运营单位负责按照《国家能源局机组分类和报价上限计算程序》对下月的基荷、腰荷和峰荷机组进行分类。

2. 系统电力和电力市场运营单位负责使用市场模拟模型确定下月发电机组的月平均负载系数。

3. 根据模拟结果中的月平均负载系数，将机组分为以下三类：

a) 基荷机组组包括月平均负载系数大于或等于70%的发电机组；

b) 腰荷机组组包括月平均负载系数大于25%且小于70%的发电机组；

c) 峰荷机组组包括月平均负载系数小于或等于25%的发电机组。

条 35. 调整火电机组报价上限

1. 系统电力和电力市场运营单位负责根据本通知第二十二条的规定计算并调整下月火电机组的报价上限，并更新影响M月价格变动的因素，依据如下：

a) 火电燃料（主燃料、副燃料、石灰石、主燃料运输）下月价格按以下优先顺序确定：

- 主管部门公布的或指导确定的下月燃料价格；

- 燃料采购合同中规定的下月燃料价格；

- 最近一个月结算电费单上的燃料价格。如果在制定下月计划时没有包含最近一个月完整燃料价格的结算单（结算单未完全反映燃料采购合同的价格），可以使用基于该月发票计算的平均燃料价格；

- 对于进口煤炭的火电厂，下月燃料价格为最近一个月结算单上的燃料价格。如果在制定下月计划时没有包含最近一个月完整燃料价格的结算单（结算单未完全反映进口煤炭采购合同的价格），可以使用基于港口发票计算的平均燃料价格；

b) 下月火电厂的变动价格（已包括主燃料运输费用）。

单一购电方负责更新火电厂的变动价格变化并向系统电力和电力市场运营单位提供信息；

c) 根据本通知第三十四条的规定，下月火电机组的分类结果。

2. 系统电力和电力市场运营单位负责按照本通知附件1规定的电力市场运行时间表公布下月火电机组的报价上限。

条 36. 调整月度合同产量

1. 在以下情况下，允许调整月度合同产量：工厂在月份M的维护检修计划与年度运行计划不同，且该变化不是由工厂自身原因引起，而是为了确保电力系统的安全运行，根据电力系统和电力市场运营单位的要求；

1. 电力系统和电力市场的运营单位基于实际运行条件，根据国家有关机关的要求进行统一调整，以确保电力系统的安全。
2. 2. 在本条第1款规定的情况下，电力系统和电力市场的运营单位有责任按照以下原则调整月度合同产量：将对应于被调整维修时间的月度合同产量Qc在各个月份之间转移，确保经过调整后的年总Qc不变，依据《电力调度机构合同电量调整规程》的规定执行。

如果工厂在年末月份更改了维护检修计划，则不将该月份的维修时间对应的月度合同产量Qc转移到下一年。

3. 对于拥有调节水库超过一周的水电厂，在实际水文情况与用于制定计划的水文预测存在显著差异时，允许调整月度合同产量。调整原则如下：

a) 当从当年N月1日至当月20日的平均流量、发电量以及预计的下月上游水位与计划中的流量、累积合同电量和月初水库水位存在显著差异时，应进行调整；

b) 只有在参与电力市场的所有电厂的月度合同总电量低于按计划运行月份的预计发电量（转换为交货点）的95%时，才可增加水电厂的月度合同电量。

4. 发电单位和唯一的购电批发商有责任与电力系统和电力市场的运营单位合作确认，并向电力调度机构报告，以便根据本条第3款的规定，按照《电力调度机构合同电量调整规程》的指导，对下个月进行调整。

5. 如果电厂在月份M+1的可用产量无法满足月度合同产量，则月度合同产量将调整为该月份的实际可用产量，短缺部分将在当年最后几个月按已批准的月度合同电量比例分配，但不得超过实际可用产量。

条 37. 确定小时合同电量

电力系统和电力市场的运营单位负责根据以下步骤确定电厂的下个月小时合同电量：

1. 使用本通知第十七条第二款规定的市场模拟模型，通过约束性调度方法确定电厂在下个月每小时的预期电量。

2. 小时合同电量的确定公式如下：

：第i个交易周期；

 

其中：

送：一个月内的交易周期总数；

I：电厂在第i个交易周期的合同电量（千瓦时）；

：根据市场模拟模型通过约束性调度方法确定的电厂在第i个交易周期的预期发电量（千瓦时）；

：根据本通知第二十八条确定的电厂月度合同电量（千瓦时）。

3. 如果电厂在第i个交易周期的合同电量大于其最大发电量，则该交易周期的合同电量将调整为其最大发电量。最大发电量是根据发电单位提交给电力系统和电力市场运营单位的下个月默认报价单中公布的功率计算得出的。

4. 如果热电厂在第i个交易周期的合同电量大于0兆瓦且小于最低稳定发电功率（Pmin），则该交易周期的合同电量将调整为最低稳定发电功率。最低稳定发电功率（Pmin）是该周期内被调度的电厂机组的最低稳定发电功率。

对于水电厂，如果合同电量小于最低稳定发电功率，可以调整为0兆瓦或最低稳定发电功率。

5. 电力系统和电力市场的运营单位有责任将由于调整小时合同电量而产生的总差额电量，根据本条第三款和第四款的规定，在该月的其他小时内重新分配，以确保月度合同电量不变，并遵守《电力调度机构年度、月度和周调度计划编制规程》的规定。

6. 电力系统和电力市场的运营单位应在每月23日前通过电力市场电子门户网站公布初步计算小时合同电量的数据输入和结果，供唯一购电批发商和直接交易发电单位使用。唯一购电批发商和直接交易发电单位应在每月25日前与电力系统和电力市场的运营单位合作检查计算结果中的任何偏差。电力系统和电力市场的运营单位应在遵循本通知附件1规定的市场运行计划后，将正式计算的月度小时合同电量结果发送给唯一购电批发商和直接交易发电单位。

6.电力系统和电力市场运营单位负责通过电力市场电子门户网站公布月度初步小时合同电量计算所需的数据及结果，供单一购电方和直接交易发电企业在每月23日前使用。单一购电方和发电企业负责在每月25日前与电力系统和电力市场运营单位合作检查下个月合同小时电量计算结果中的任何偏差。电力系统和电力市场运营单位负责根据本通知附件1规定的市场运行计划，在当月向单一购电方和直接交易发电企业发送正式的月度合同小时电量计算结果。

7.单一购买单位和直接交易发电单位负责根据本通知第36条调整月度合同电量，并根据电力系统运行单位和电力市场计算结果确认小时合同电量。

第三十八条 调整小时合同电量

一、考虑调整小时合同电量（Qc小时）的情形：

（a）燃煤发电机组发生多个锅炉故障或发电厂发生机组故障的情况；

（b）燃煤发电机组的多个锅炉或发电厂的机组维修时间超出已批准计划并纳入小时合同电量计算的情况。

二、在具备充分依据确认第一款（a）项规定的情况下，按照以下原则调整小时合同电量：

（a）故障持续时间不超过72小时（相当于72个交易周期）：不调整该发电厂的合同电量（Qc）；

（b）故障持续时间超过72小时：

- 在故障发生到第72个交易周期期间：保持分配给发电厂的合同电量（Qc）不变；

- 在第73个交易周期至机组修复并恢复可用期间：

+ 如果发电厂的实际发电量（Qmq）低于该期间的合同电量（Qc），则按实际发电量（Qmq）调整小时合同电量；

+ 如果发电厂的实际发电量（Qmq）不低于该期间的合同电量（Qc），则不调整发电厂的合同电量（Qc）。

三、在具备充分依据确认第一款（b）项规定的情况下，在延长维修周期内按照以下原则调整小时合同电量：如果某个周期内的实际发电量（Qmq）低于合同电量（Qc），则按实际发电量（Qmq）调整该周期的小时合同电量。

四、直接交易发电单位负责与电力系统运行单位和电力市场合作，根据电力监管机构发布的事件确认流程规定，确认第一款规定的事件，并将确认结果发送给单一购买单位和直接交易发电单位作为调整发电厂小时合同电量的基础。对于确认燃煤发电机组多个锅炉故障的情况：

（a）如果有分布式控制系统（DCS系统）或其他等效系统的数据支持该事件：根据这些数据确认事件；

（b）如果没有分布式控制系统（DCS系统）或其他等效系统的数据：根据电力监管机构发布的事件确认流程规定，使用其他来源的数据信息具体确认事件。

五、单一购买单位和直接交易发电单位负责重新确认根据本条第一款、第二款和第三款规定调整后的月度合同电量和小时合同电量。

节 3
下周运行计划

条39. 水值下周

1. 单位运营电力系统和电力市场负责更新负荷预测数据、水文数据及相关数据，以计算水值下周。

2. 单位运营电力系统和电力市场负责更新信息，重新计算水值下周，并公布以下结果：

a) 战略多目标水电厂的水值和每小时预计发电量；

b) 各级水电厂组和调节水库超过一周的水电厂的水值；

c) 调节水库少于两天的水电厂的每小时预计发电量；

d) 根据电力监管局发布的中短期电力系统安全评估程序，具有超过一周调节能力的水电站水库的下周限水位。

条40. 确定调节水库水电厂从两天到一周的合同电量

1. 单位运营电力系统和电力市场负责根据电力监管局发布的年度、月度和下周运行计划程序，计算并公布从两天到一周调节水库的水电厂的周合同电量，并分配给每周交易周期。

2. 单位运营电力系统和电力市场负责将从两天到一周调节水库的水电厂的周合同电量发送给唯一购电方和发电单位。唯一购电方和发电单位负责确认水电厂的周合同电量作为电费结算的基础。

条41. 水电厂报价上限

1. 超过一周调节水库的水电厂的报价上限根据该水电厂公布的下周水值（按照本通知第39条第2款规定）确定，具体如下：

a) 报价下限为零元/千瓦时；

b) 报价上限为以下两者中的较大者：

- 该水电厂的水值；

- 当月计划运行中参与电力市场的热电机组的平均报价上限。

c) 每月，单位运营电力系统和电力市场负责公布下月参与电力市场的热电机组的平均报价上限，与热电机组在下月的报价上限发布时间表同时公布给水电厂。

2. 从两天到一周调节水库的水电厂的报价上限按以下方式确定：

a) 报价下限为零元/千瓦时；

b) 报价上限为以下两者中的较大者：

- 参与电力市场的各水电厂的最大水值；

- 当月计划运行中参与电力市场的热电机组的平均报价上限；

c) 每周，单位运营电力系统和电力市场负责公布下周参与电力市场的各水电厂的最大水值，提供给从两天到一周调节水库的水电厂。

3. 如果水电厂的水库违反了第一周的限水位，该水电厂的下周报价上限等于系统中最昂贵的燃油DO热电机组的变动价格。当确保不违反限水位时，该水电厂继续适用本条第1款或第2款规定的报价上限，从每周三开始。每月，单位运营电力系统和电力市场负责公布系统中最昂贵的燃油DO热电机组的变动价格。

4. 如果水电厂位于低于5%备用电力的地区（根据电力监管局发布的中短期电力系统安全评估程序指导实施的规定），该地区的水电厂的下周报价上限等于系统中最昂贵的燃油DO热电机组的变动价格。当该地区的备用电力达到或超过5%，这些水电厂继续适用本条第1款和第2款规定的报价上限。

5. 参与电力市场的水电厂有责任提交符合以下要求的报价：

a) 遵守本条第1款、第2款、第3款和第4款规定的报价上限和报价下限；

b) 下游用水需求约束和其他水文约束的要求。

第五章
电力市场运营

节 1
电力市场次日运营

条42. 运行电力市场次日的信息

在D-1日10时前，系统运行和电力市场运营单位负责确定、计算并公布以下信息：

1. 全国及北部、中部、南部各区域次日电力负荷预测图。

2. 次日战略多目标水电站、BOT电厂以及不直接在电力市场上报价的其他电厂各交易时段预计发电量。

3. 使用同一气源的各燃气电厂次日预计天然气总量。

4. 次日各交易时段预计电力出口和进口电量。

5. 根据商务部发布的《输电系统规定》，对次日短期系统安全评估结果。

6. 次日各交易时段预计蓄水调节期少于两天的战略多目标水电站发电量。

条43. 报价单

报价单应符合本通知附件3的规定，并须遵守以下原则：

1. 对于次日各交易时段，每台机组最多可提供5个报价（元/千瓦时）和功率（兆瓦）组合；

2. 报价单中的功率为发电机端功率；

3. 后一个报价区间的功率不得低于前一个报价区间的功率。最小报价步长为3兆瓦；

4. 有关机组技术参数的信息包括：

a) 次日机组公布的功率；

b) 机组最低稳定输出功率；

c) 机组最大增减功率速率；

d) 联合运行时的技术限制。

5. 次日机组公布的功率不得低于根据国家能源局发布的《中长期和短期电力系统安全评估实施程序》中规定的D-2日公布的功率，除非因突发维修或不可抗力的技术故障而停机。电厂有责任更新其公布的功率以反映可用功率的减少。

6. 在正常情况下，火电报价单的第一个功率区间必须等于机组最低稳定输出功率。最后一个功率区间必须等于公布的功率。对于正在启动或停机的火电厂，允许在启动和停机过程中更新小时报价，功率可以低于最低稳定输出功率。

7. 水电站可以在每个小时的第一个功率区间报价为零（0兆瓦）。对于能够调节超过两天的水电站，最后一个功率区间必须等于公布的功率。

8. 报价单位为元/千瓦时，小数点后保留一位。

9. 报价应在机组的底价和顶价范围内，且不应随报价功率的增加而降低。

条44. 修改报价单

1. 可修改报价单的情况

报价单位可在以下情况下修改报价单：

a) 火电机组正处于启动、并网或停机过程：报价单位可修改该火电机组的功率并重新提交报价单；

b) 火电机组提前并网：报价单位可修改并提高该火电机组的公布功率并重新提交报价单；

c) 发电机组发生故障导致停机或可用功率下降；或者未按系统运行和电力市场运营单位批准的计划进行的机组维修：报价单位可修改并降低该火电机组的公布功率并重新提交报价单；

d) 蓄水调节期少于两天的水电站：报价单位可根据实际运行情况提交修改后的报价单（如水库水位过高需泄洪或降至死水位）；

e) 蓄水调节期两天或以上的水电站：报价单位可在以下情况下修改报价单：

- 根据水库（或联合水库）运行规程或有权机关在D-1日11时30分之后确定的次日下泄流量要求；

- 水电站水库水位违反水库运行规程或达到溢流阈值，因次日实际入库水量高于预报；

- 水电站无法满足次日下泄流量要求，因机组在次日发生故障。

2. 修改报价单的原则

a) 对于第1款a、b、c项规定的情况：

- 修改后的报价单不得改变与原报价单次日报价单位相同的报价；

- 修改后的报价单不得改变小于或等于次日公布功率的功率区间，除非违反报价单的技术要求；

- 对于第1款a项规定的情况：修改后的火电机组报价单包含5个相等的功率报价区间，等于并网或停机期间预计的发电功率；

- 对于第1款b项规定的情况：修改后的报价单增加提前并网火电机组次日早些交易时段的功率，除第1款b项规定外，最近一次公布功率大于0兆瓦的交易时段报价单为有效报价单。

b) 对于第1款d项规定的情况：

- 发电单位仅能修改次日报价单中的功率区间。

|-发电单位应向电力系统运行和电力市场单位（通过电力市场信息系统）提交D日剩余交易周期的修改报价，并明确说明理由及相关必要信息，供电力系统运行和电力市场单位审查批准使用修改后的报价；

|-修改报价必须遵守本通知第四十三条的规定。

|3.报价单位可以在D日剩余交易周期更改并重新提交当日或未来交易周期的报价，但须在有报价变更的交易周期至少提前45分钟向电力系统运行和电力市场单位提交。

|4.电力系统运行和电力市场单位在收到报价单位的修改报价后，根据实际情况进行审核确认修改报价的有效性：

|a)如果修改报价无效，电力系统运行和电力市场单位有责任告知发电单位原因；

|b)如果修改报价有效

|-对于增加容量的修改报价（不包括本条第一款d项和f项规定的情况），电力系统运行和电力市场单位有责任在次日、次小时发布计划出现容量短缺预警或其他确保供电安全的情况下，在电力市场运营过程中使用该修改报价；

|-对于其他情况：电力系统运行和电力市场单位有责任在电力市场运营过程中使用该修改报价。

第四十五条 梯级水电站报价

|1.梯级水电站组负责按照一组共同报价提交，并遵守本通知第四十一条规定的报价限价。

|2.梯级水电站组内的各电站需协商确定代表报价单位。梯级水电站组的代表报价单位需将与组内各电站达成的协议文本连同注册文件一并提交给电力系统运行和电力市场单位。

|3.若未指定梯级水电站组的代表报价单位，则电力系统运行和电力市场单位依据梯级水电站组的水量价值计算结果公布该组电站的调用曲线。

|4.代表报价单位需遵守所有梯级水电站组内电站的报价规定。

|5.若梯级水电站组内的水电站提出自行报价，根据该水电站的提议及整个组的最优用水约束条件，电力监管机构有责任审查并决定该水电站的报价。

|6.梯级水电站组的水量价值是该梯级中最大水库的水量价值。电力系统运行和电力市场单位有责任确定用于计算梯级水电站组水量价值的水库，并根据本通知第十八条的规定对梯级水电站进行分类。

|7.若梯级水电站组包含多目标战略水电站

|a)电力系统运行和电力市场单位需根据本通知第三十九条第二款的规定，公布梯级水电站组内各电站下一周每小时的发电量；

|b)当多目标战略水电站在组内的公布的电量根据本通知第五十六条的规定被调整时，电力系统运行和电力市场单位需相应调整该梯级下各电站的公布的电量。

条46. 其他水电厂报价

1. 拥有调节水库的其他水电厂，调节周期为两天或以上，在市场上报价并遵守本通知第41条规定的报价限价。

2. 拥有调节周期少于两天的其他水电厂，负责向系统运行单位和电力市场提交D日的报价单。该水电厂的报价单规定如下：

a)所有报价区间的价格均为0元/千瓦时；

b)报价容量等于机组在交易周期内的预计发电量。

3. 调节周期少于两天的水电厂可以提交修改后的小时报价单，以反映实际水文情况。

条47. 提交报价单

1. 在D-1日11时30分之前（报价截止时间），报价单位必须提交D日的报价单。

2. 报价单位通过电力市场信息系统提交报价单。如因故障无法使用该系统，报价单位需与系统运行单位和电力市场协商其他提交方式，优先顺序如下：

a)通过系统运行单位和电力市场指定的电子邮件地址发送电子报价单；

b)按照系统运行单位和电力市场指定的传真号码发送传真报价单；

c)直接将报价单提交至系统运行单位和电力市场的办公地点。

条48. 检查报价单的有效性

1. 在D-1日11时之前，系统运行单位和电力市场需根据本通知第43条的规定检查收到的报价单的有效性。如果报价单位提交了多份报价单，则仅考虑最后收到的一份。

2. 如果报价单无效，系统运行单位和电力市场需通知提交报价单的单位，并要求其在报价截止前重新提交最后一份有效报价单。

3. 收到系统运行单位和电力市场关于报价单无效的通知后，报价单位需修正并重新提交报价单，确保在报价截止前完成。

条49. 计划报价单

1. 在报价截止后，系统运行单位和电力市场需根据本通知第43条的规定检查收到的最后一份报价单的有效性。有效的最后一份报价单将作为计划调用的报价单。

2. 如果系统运行单位和电力市场未收到报价单或收到的最后报价单无效，将使用该发电单位的默认报价单作为计划调用的报价单。

3. 发电厂的默认报价单确定如下：

a)对于火电厂，默认报价单是最近一份有效的报价单。如果最近一份有效报价单不符合机组的实际运行状态，则默认报价单是与当前状态和燃料类型相对应的默认报价单集中的报价单。报价单位需在每月28日前提交下月火电机组对应运行状态和燃料类型的默认报价单集给系统运行单位和电力市场；

b)对于水电厂和梯级水电厂，默认报价单是价格等于本通知第41条规定的价格上限的报价单。

4. 连续两周违反水位限制的水电厂的强制报价单，其报价区间的价格为0元/千瓦时，以满足下游保障用水的要求（防洪、灌溉、生态流量）按联调规程或单库规程或主管部门的要求，其余报价区间的报价为系统中柴油火电DO最贵机组的变动成本和水价的最大值。

条50. 使用编制次日调度计划的数据

系统运行单位和电力市场运营机构负责使用以下数据编制次日调度计划：

1. 全国系统及北部、中部、南部各区域的日负荷曲线。

2. 各报价单位提交的报价单。

3. 根据本通知第42条第2款、第45条第7款和第46条第2款b项的规定，各发电厂在次日交易周期中的预计发电量。

4. 根据本通知第64条和第65条的规定，次日电力出口和进口电量。

5. 提供辅助服务的发电厂机组容量。

6. 调频和调峰备用容量的要求。

7. 经系统运行单位和电力市场运营机构批准的输电网络维护检修和发电机组试验计划。

8. 发电机组试验计划。

9. 根据本通知第8条第3款的规定，被暂停参与电力市场的发电厂的调度曲线。

10. 根据工业和贸易部发布的输电系统规定，次日D的短期系统安全评估结果。

11. 从SCADA系统或由输电公司和发电单位提供的关于输电网络和发电机组可用性的最新信息。

条51. 编制次日调度计划

系统运行单位和电力市场运营机构负责编制次日调度计划。次日调度计划包括：

1. 非约束性调度计划，包括：

a) 次日每个交易周期中预期的市场价格；

b) 次日每个交易周期中发电机组的启动顺序。

2. 约束性调度计划，包括：

a) 次日每个交易周期中预期的每台机组的调度曲线，以及每个交易周期中各区域的边际价格；

b) 次日每台机组的停机、开机和并网状态的预期安排；

c) 次日每个交易周期中系统的运行方式和预期接线图；

d) 警报信息（如有）。

3. 在过剩容量情况下的次日调度计划编制

系统运行单位和电力市场运营机构负责计算在过剩容量情况下逐步减少到最低稳定发电容量或停止发电机组，并重新安排开机时间，具体原则如下：

1. 按照购售电合同价格从高到低依次减少发电机组容量；
2. 按照购售电合同价格从高到低依次停止发电机组；
3. 按照启动成本从低到高依次停止发电机组；
4. 按照购售电合同价格从低到高依次重新启动发电机组；

e) 计算满足系统要求所需的停机时间，以限制发电机组频繁启停。

条52. 公布次日调度计划

每日16时前，系统运行单位和电力市场运营机构应公布次日调度计划中的相关信息，具体内容如下：

1. 次日每个交易周期中预期的总调度容量，包括调频和旋转备用容量，以及各区域的边际价格。

2. 次日每个交易周期中预期的市场价格。

3. 次日每个交易周期中预期需要增减容量的发电机组名单。

4. 关于次日可能发生的缺电警报信息（如有），包括：

a) 预计缺电的交易周期；

b) 缺电量；

c) 违反的安全约束。

5. 关于次日可能发生的过剩容量警报信息（如有），包括：

a) 预计过剩的交易周期；

b) 预计将停止发电的发电机组。

条53. 并网发电机组

1. 对于启动缓慢的机组，发电单位有责任根据系统运行和电力市场公布的次日调用计划，准备好并网该机组。如果机组启动时间超过24小时，发电单位应根据系统运行和电力市场公布的短期系统安全评估结果，并网该机组。

2. 对于非启动缓慢的机组，发电单位有责任根据系统运行和电力市场公布的次小时调用计划，准备好并网该机组。

3. 在热电机组并网过程中，发电单位有责任在交易周期前60分钟更新每小时出力到小时前报价，以供运行和结算计算。

条54. 处理功率不足预警情况

1. 系统运行和电力市场单位有权根据本通知第56条第2款的规定修改多目标战略水电厂公布的出力。

2. 系统运行和电力市场单位负责使用增加出力的报价作为调度报价，制定次小时调用计划并计算市场价格。

节
次小时市场运行

条55. 调度次小时计划数据

系统运行和电力市场单位负责使用以下数据制定次小时调用计划：

1. 国家电网及北部、中部、南部各区域次小时和随后三小时的负荷预测图。

2. 根据系统运行和电力市场公布的次日调用计划，启动缓慢机组的并网计划。

3. 报价单位更新了启动缓慢机组并网过程中的小时报价、因故障停机或技术故障减载的机组的小时报价、以及在系统缺电情况下增加出力的机组的小时报价，这些单位可以在交易周期前最少45分钟更新小时报价。g在电力系统缺电的情况下，机组增加出力的报价，各单位允许至少在交易周期前45分钟更新最低报价。

4. 多目标水电厂公布的产量。

5. 调频容量、旋转备用、快速启动备用和必须运行的出力，由于系统安全约束，对于次小时而言。

6. 从SCADA系统或由输电单位和发电单位提供的输电网络和发电机组的可用性。

7. 其他系统安全约束。

8. 发电机组试验计划。

9. 不直接在电力市场上进行直接报价的电厂次日调用计划公布的出力。

10. 进口电量。

条56. 调整多目标战略水电厂公布的产量

1. 在制定次小时调用计划之前，系统运行和电力市场单位可以根据本通知第42条第2款的规定，在以下情况下调整多目标战略水电厂已公布的小时产量：

a) 水文异常变化；

b) 次日调用计划中出现功率不足预警；

c) 有关国家管理机构作出关于多目标战略水电厂水库调节的决定，以服务防洪和灌溉目的。

2. 根据本条第1款规定的情况，调整多目标战略水电厂小时产量的范围是其总装机容量（不包括用于调频和旋转备用的部分）的±5%。

条57. 制定次小时调用计划

1. 系统运营商和电力市场有责任根据约束调度方法和非约束调度方法为发电机组制定次小时调用计划。

2. 在功率不足情况下的次小时调用计划制定

a)系统运营商和电力市场应按照以下顺序调用发电机组：

- 根据报价单进行调度；

- 战略多用途水电厂按调节容量；

- 提供快速启动备用服务的机组按照次日调用计划；

- 因电网安全约束必须运行的机组；

- 转动备用容量；

- 将频率调整备用容量降至最低允许水平。

b)系统运营商和电力市场应检查并确定为了确保电网安全所需削减的预计功率量。

3. 在功率过剩情况下的次小时调用计划制定

系统运营商和电力市场有责任通过以下措施调整次小时调用计划：

a) 停止自愿停机的机组；

b) 缓慢减少启动缓慢的机组的发电功率，直至达到稳定的最低发电功率；

c) 将提供转动备用服务的机组的发电功率降至最低；

d) 将提供频率调整服务的机组的发电功率降至最低；

e) 按照以下顺序停止启动缓慢的机组：

- 启动时间最短的机组；

- 合同购电价格从高到低的机组；

- 启动成本从低到高的机组。启动成本由单一购电方与发电方协商，并提供给系统运营商和电力市场；

- 具备最低必要功率以解决过剩功率问题的机组。

条58. 发布次小时调用计划

系统运营商和电力市场应在交易周期前15分钟发布次小时调用计划，包括以下内容：

1. 全国及北部、中部、南部各区域的次小时负荷预测。

2. 根据本通知第57条的规定，次小时发电机组调用计划、各区域（北部、中部、南部）的边际价格以及随后的三个小时。

3. 系统运营商和电力市场在功率不足或过剩情况下的处理措施。

4. 战略多用途水电厂调整功率发布的相关信息，按照本通知第56条的规定。

5. 预计的减负荷计划（如有）。

节 3
实时操作

条59. 实时系统调度

1. 系统运营商和电力市场有责任根据已公布的次小时调用计划实时运行系统，并遵守工业和贸易部发布的输电系统规定中的实时系统运行规定。

2. 发电企业有责任遵守系统运营商和电力市场的调度指令。

3. 拥有水电站的发电企业有责任遵守本通知第39条规定的限周水位规定。

第六十条 在水电厂水库违反周限水位的情况下处理

一、电力系统和电力市场运营单位负责警告水电厂违反周限水位的情况，发电厂有责任调整后续几天的报价以确保不违反下一周的周限水位。

二、如果水电厂连续两周报价导致水库违反周限水位，则从下周星期一零时起，该发电厂的报价将不再用于编制调度计划。电力系统和电力市场运营单位根据为该发电厂编制的强制报价来制定调度计划，以使水库水位恢复到周限水位。

如果水电厂连续两周因电力系统和电力市场运营单位为保障电网安全而调度而导致违反周限水位，则不适用强制报价。

三、在确保不违反周限水位后，水电厂可以继续参与下一周的报价。

四、在星期二上午十点前，电力系统和电力市场运营单位负责在以下情况下向发电单位和唯一的购电单位通报周三及以后的调度计划：

（一）电厂首次违反周限水位以及连续第二周违反周限水位；

（二）已结束违反周限水位并进行报价的电厂名单。

第六十一 条 干预电力市场

一、电力系统和电力市场运营单位可以在以下情况下干预电力市场：

（一）电力系统处于由商务部发布的《输电系统运行规定》中规定的紧急运行状态；

（二）无法在运行前十五分钟发布调度计划。

二、在干预电力市场的情况下，电力系统和电力市场运营单位有责任调动机组以确保按以下优先顺序实现目标：

（一）保持发电量与负荷平衡；

（二）满足频率调节备用要求；

（三）满足旋转备用要求；

（四）满足电压质量要求。

三、公布干预电力市场的信息

（一）在干预电力市场时，电力系统和电力市场运营单位必须公布以下内容：

- 必须干预电力市场的理由；

- 预计干预电力市场的交易周期。

（二）自干预电力市场结束后二十四小时内，电力系统和电力市场运营单位有责任公布以下内容：

- 必须干预电力市场的理由；

- 干预电力市场的交易周期；

- 电力系统和电力市场运营单位采取的干预措施。

第六十二条 停止电力市场

一、发生下列情况之一时，电力市场停止运行：

（一）由于自然灾害或国家安全保护的紧急情况；

（二）由于电力系统和电力市场运营单位提出停止电力市场的请求，包括以下情况：

- 电力系统处于由商务部发布的《输电系统运行规定》中规定的极其紧急运行状态；

- 无法保证电力市场安全、连续运行。

（三）其他主管机关要求的情况。

二、电力监管机构负责审查并决定在本条第一款（一）和（二）项规定的情况下停止电力市场，并通知电力系统和电力市场运营单位。

三、电力系统和电力市场运营单位负责向参与电力市场的成员通报电力监管机构和主管机关作出的停止电力市场的决定。

四、在停止电力市场期间运行电力系统

（一）电力系统和电力市场运营单位负责按照以下原则调度和运行电力系统：

- 确保系统安全、稳定、可靠运行，同时使整个系统的购电成本最低；

- 确保履行出口、进口电力合同，BOT电厂和其他具有电量承诺的电厂的购售电合同中的电量协议；

- 确保满足水电厂下游供水的要求；

（二）发电单位、输电单位及其他相关单位有责任遵守电力系统和电力市场运营单位的调度命令。

条 63. 恢复电力市场

1. 当满足以下条件时，电力市场可以恢复运行：

a)导致停止电力市场的因素已经得到解决；

b)系统运营商和电力市场确认能够重新启动电力市场。

2. 电力监管机构负责审查并决定恢复电力市场，并通知系统运营商和电力市场。

3. 系统运营商和电力市场有责任将电力监管机构恢复电力市场的决定通知参与电力市场的成员。

第四节
出口、进口电力
在电力市场运营中

条 64. 处理出口电力在调度计划中的安排

1. 在D-1日的上午10点前，系统运营商和电力市场有责任公布当天D各交易周期预计的出口电量。

2. 出口电量被视为出口点的负荷，并用于计算系统负荷预测，以服务次日和小时的调度计划。

条 65. 处理进口电力在调度计划中的安排

1. 在D-1日的上午10点前，系统运营商和电力市场有责任公布当天D各交易周期预计的进口电量。

2. 调度计划中的进口电量被视为必须发电的量，并按照之前公布的次日曲线进行计算。

条 66. 对进出口电量的支付

进口电量根据各方签订的购电合同进行支付。

第六章
市场电力价格计算与
电力市场中的支付

节 1
电量计量数据

条 67. 提供计量数据

1. 在D+1日的下午3点前，计量数据管理单位有责任向系统运营商和电力市场以及唯一的购电批发商提供当天D各交易周期的计量数据。

2. 在结算周期结束后的第8个工作日前，计量数据管理单位有责任向系统运营商和电力市场提供该结算周期内的计量数据，依据《竞争性电力市场中电力计量规定》（由商务部发布）的规定。

条 68. 计量数据存储

系统运营商和电力市场有责任保存计量数据及相关记录至少五年。

节
市场电力价格计算
和功率结算

条 69. 确定市场价格电量

1. 在交易日D之后，系统运营商和电力市场有责任按照以下顺序制定当天D各交易周期的市场价格电量计算计划：

a)通过将计量产量转换为发电机组端的产量来计算交易周期中的系统负荷；

b)按照无约束调度方法的顺序执行市场价格电量计算计划：

- 将间接交易市场的发电单位的实际发电量、进口电量、BOT电厂、试验机组、仅向国家电网销售部分产量的工业园区内电厂、从市场分离出的机组固定在系统负荷曲线的底部；

- 排列直接交易市场的发电单位报价中的功率区间。

2. 市场价格电量等于最后排入计划以满足系统负荷的功率区间的报价。如果市场价格电量计算计划中最后一个功率区间的报价高于市场电价上限，则市场价格电量按市场电价上限计算。

3. 在D+2日的上午9点前，系统运营商和电力市场有责任公布当天D各交易周期的市场价格电量。

条 70. 确定发电容量

一、确定每个交易周期发电容量的原则：

1. 在每个交易周期中，参与发电的机组在市场安排接收该周期的发电容量市场价格，但不包括已停止作为备用的启动缓慢的机组和因故障停止的机组。
2. 对于未提供旋转备用和调频服务的机组，其发电容量等于该机组在交易周期内计量点的实际发电量。

二、在D+2日9时前，系统运行单位和电力市场有责任公布每个交易周期中各机组的发电容量数量。

条 71. 干预电力市场时确定市场价格和发电容量

一、干预时间少于24小时的情况

a)系统运行单位和电力市场使用有效报价来确定市场价格，按照本通知第69条的规定，并根据第70条规定确定发电容量；

b)对于没有有效报价的机组，系统运行单位和电力市场使用最低价格处理合同电量部分，并使用最高报价处理超出合同电量的部分，以编制交易周期内的市场价格和发电容量计划。

二、干预时间达到或超过24小时的情况下，系统运行单位和电力市场不对被干预时间段的市场价格和发电容量进行计算。

节 3
直接交易发电单位的支付

条 72. 用于支付的发电量

一、系统运行单位和电力市场负责计算发电厂在交易周期内用于支付的发电量组成部分，包括：

a)高于电力市场最高限价的热电厂报价发电量（Qbp）；

b)额外发电量（Qcon）；

c)与调度指令发电量不同的实际发电量（Qdu）；

d)按市场价格支付的发电量（Qsmp）。

二、发电厂在交易周期内与调度指令发电量不同的实际发电量（Qdu）按以下步骤确定：

a)确定调度指令发电量

调度指令发电量是发电机端的发电量，根据系统运行单位和电力市场的调度指令，基于调度指令容量和机组增减负荷速度计算得出。调度指令发电量按以下公式确定：

 

其中：

送：交易周期i；

J：交易周期i中的调度指令变更次数；

：交易周期i中第j次调度指令变更时刻（分钟）；

：机组达到系统运行单位和电力市场调度指令的时刻（分钟）；

：交易周期i中调度指令发电量在发电机端的确定值；

：系统运行单位和电力市场在时刻下达给发电机组的调度指令容量；

：机组在时刻的实际容量。

从调度指令时刻到机组达到指令容量时刻的时间段如下：

 

其中：

a: 机组在报价中申报的增减负荷速率（兆瓦/分钟）。

机组在报价中申报的增减负荷速率必须符合购电合同中规定的增减负荷速率。如果购电合同中没有规定增减负荷速率或者与实际情况不符，发电单位应根据试验结果或机组实际运行情况确定这些数据，并与唯一的购电方签订补充技术特性合同作为结算依据。

b)系统运行单位和电力市场负责将调度指令发电量（Qddij）转换为计量点的发电量；

c)与调度指令发电量不同的实际发电量按以下公式确定：

 

其中：

：交易周期i中与调度指令发电量不同的实际发电量在计量点的转换值；

：交易周期i中发电厂的计量发电量（千瓦时）；

：交易周期i中调度指令发电量在计量点的转换值。

d)如果热电厂在启动或停机过程中（非故障），则Qdu为零（Qdu_送 = 0）。如果机组的技术限制影响了其他机组的发电能力，则受影响的机组也不计算Qdu（Qdu_送 = 0);

e)为了提高Qdu成分的准确性，优先使用安装在机组端和自用测量点的电表来确定发电机组的实际发电量，以便与调度管理系统（DIM）中的调度指令进行比较。

f)对于装机容量低于100兆瓦的机组，允许的调度电量误差为5%，对于装机容量100兆瓦及以上的机组，允许的误差为3%，但在任何情况下不得小于1.5兆瓦。如果发电量在允许的误差范围内，则这部分发电量视为零（Qdu

三、在交易周期内，对于报价高于电力市场最高限价的热电厂，其按报价支付的发电量按以下方式确定：

a)确定在交易周期i中，报价高于市场最高限价并被安排计算市场价格的机组及其计量位置；

b)按照在本款第a点确定的每个计量位置，根据以下公式计算按报价结算的电量：

 如果  和 ≥ 0

 如果  和 < 0

如果

其中：

i：第i个交易周期；

j：火电厂在本款第a点确定的第j个计量点；

：在第i个交易周期中，在第j个计量点按报价结算的电量（千瓦时）；

：在第i个交易周期中，在第j个计量点测量的电量（千瓦时）；

：在第i个交易周期中，连接到第j个计量点且报价低于或等于市场电价上限的发电机组产生的电量，并转换为该计量点的电量（千瓦时）；

：在第i个交易周期中，连接到第j个计量点且报价高于市场电价上限并列入市场价格计算计划的发电机组产生的电量，并转换为该计量点的电量（千瓦时）；

：与第j个计量点连接的发电机组在调度指令下产生的电量偏差（千瓦时）。

c)根据以下公式计算火电厂按报价结算的电量：

 

其中：

j：火电厂在本款第a点确定的第j个计量点；

J：火电厂中报价高于市场电价上限并列入市场价格计算计划的计量点总数；

：在第i个交易周期中，火电厂按报价结算的总电量（千瓦时）；

：在第i个交易周期中，在第j个计量点按报价结算的电量（千瓦时）。

4. 火电厂在交易周期内增加的发电量按以下顺序确定：

a) 根据以下公式计算在交易周期内发电机组端口增加的发电量：

当Qdu > 0时：

 

         当Qdu ≤ 0时：

 

         其中：

         ：在第i个交易周期内，发电机组端口增加的发电量（千瓦时）；

          ：在第i个交易周期内，发电机组g按结算电量转换为发电机组端口的电量（千瓦时）；

送：交易周期i；

J：在第i个交易周期内，由于约束导致调度指令变化的次数；

：在第i个交易周期内，系统运行单位和电力市场在时间j下达调度指令以调整发电机组出力的时间点（分钟）。如果在此时间点发电机组出力低于，则被确定为发电机组达到出力的时间点；

：在时间点下达调度指令后，发电机组达到的出力水平（分钟）。如果在此时间点发电机组出力低于，则被确定为发电机组达到出力的时间点；

：在第i个交易周期内，列入市场价格计算计划的发电机组出力（千瓦）；

：在时间点下达的发电机组出力指令。如果此出力小于，则按计算；

：在时间点发电机组达到的出力水平；

：发电机组在调度指令下产生的电量偏差，转换为发电机端口的电量。

从调度指令时刻到机组达到指令容量时刻的时间段如下：

 

其中：

a: 机组在报价中申报的增减负荷速率（兆瓦/分钟）。

b)通过将从发电机组端口转换到计量点来确定发电机组在交易周期内的增加发电量，。当火电机组处于启动或停机过程（非故障原因）时，为0；

c)根据以下公式计算火电厂在第i个交易周期内的增加发电量：

 

其中：

：在第i个交易周期内，火电厂增加的总发电量（千瓦时）；

g：在第i个交易周期内，火电厂增加的发电机组；

G：在第i个交易周期内，火电厂增加的发电机组总数；

：在第i个交易周期内，发电机组g增加的发电量（千瓦时）。

5. 火电厂在第i个交易周期内按市场价格结算的电量按以下公式确定：

a) 当发电量与调度指令下的调用电量差值为正（> 0）时：

 

b) 当发电量与调度指令下的调用电量差值为负（< 0）时：

 

其中：

：在第i个交易周期内，火电厂按市场价格结算的电量（千瓦时）；

: Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Sản lượng điện được thanh toán theo giá chào trong chu kỳ giao dịch i đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện (kWh);

: Sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i.

Điều 73. Điều chỉnh sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện

1. Các thành phần sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường được điều chỉnh trong các trường hợp sau:

a) Trường hợp trong chu kỳ giao dịch i sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện nhỏ hơn hoặc bằng sản lượng điện hợp đồng giờ ( ≤ );

b) Trường hợp trong chu kỳ giao dịch i sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện lớn hơn sản lượng điện hợp đồng giờ của nhà máy điện ( > ) đồng thời sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện nhỏ hơn sản lượng hợp đồng giờ ( < ).

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán điều chỉnh lại các thành phần sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường trong các chu kỳ giao dịch theo quy định tại Khoản 1 Điều 72 Thông tư này căn cứ vào các thành phần sản lượng sau:

a) Sản lượng điện hợp đồng giờ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i ( ) được xác định theo quy định tại Điều 37 Thông tư này;

b) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmp_i) của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại Khoản 5 Điều 72 Thông tư này;

c) Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i ( ).

3. Nguyên tắc điều chỉnh

a) Trong trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này, sản lượng điện năng phát tăng thêm (Qcon_i) và sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện (Qbp_i) được điều chỉnh trong chu kỳ giao dịch này bằng không (Qcon_i = 0; Qbp_i = 0);

b) Trong trường hợp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này, các sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện được điều chỉnh theo nguyên tắc đảm bảo không được làm thay đổi sản lượng điện năng đo đếm trong chu kỳ giao dịch này và theo quy định tại Quy trình lập lịch huy động các tổ máy phát điện, vận hành thời gian thực và tính toán thanh toán trong thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

Điều 74. Thanh toán điện năng thị trường

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

 

Trong đó:

Rg: Tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);

Rsmp: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);

Rbp: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với các nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);

: Khoản thanh toán cho phần sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);

Rdu: Khoản thanh toán cho phần sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ trong chu kỳ thanh toán (đồng).

2. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự sau:

a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

 

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng);

SMP_i : Giá điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng/kWh);

: Sản lượng điện năng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (kWh).

b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

 

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;

: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện của chu kỳ giao dịch i (đồng).

3. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường điện trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự sau:

a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

 

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

j: Dải chào thứ j trong bản chào giá của các tổ máy thuộc nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;

J: Tổng số dải chào trong bản chào giá của nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;

: Giá chào tương ứng với dải chào j trong bản chào giá của các tổ máy của nhà máy nhiệt điện g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

: Mức giá chào cao nhất trong các dải chào được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

: Tổng công suất được chào với mức giá  trong bản chào giá của nhà máy nhiệt điện được huy động trong chu kỳ giao dịch i và quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);

: Tổng sản lượng điện năng có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).

b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

 

Trong đó:

 : Khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch i trong đó nhà máy điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong đó nhà máy điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;

: Khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

4. Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:

a)Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

 

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

g: Tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

G: Tổng số tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

: Điện năng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i, (kWh);

: Giá chào cao nhất tương ứng với dải công suất phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh). Đối với các nhà máy thuỷ điện nếu giá chào này lớn hơn giá trần thị trường điện thì lấy bằng giá trần thị trường điện.

b)Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

 

Trong đó:

Rcon: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch của của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;

Rcon_i : Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

5. Trường hợp nhà máy thuỷ điện được huy động do điều kiện ràng buộc phải phát và có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện hoặc được huy động công suất với dải chào giá cao hơn giá trần thị trường điện thì nhà máy được thanh toán cho phần sản lượng phát tương ứng trong chu kỳ đó bằng giá trần thị trường điện.

6. Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch.

a)Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

- Trường hợp sản lượng điện năng phát tăng thêm so với lệnh điều độ:

 

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

g: Tổ máy phát tăng thêm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

G: Tổng số tổ máy phát tăng thêm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

: Điện năng phát tăng thêm so với lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i, (kWh);

: Giá chào thấp nhất của tất cả các tổ máy trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).

- Trường hợp sản lượng điện năng phát giảm so với lệnh điều độ:

 

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

g: Tổ máy phát giảm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

G: Tổng số tổ máy phát giảm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

: Điện năng phát giảm so với lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i(kWh);

SMP_i : Giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

Pbp_i,max: Giá điện năng của tổ máy đắt nhất được thanh toán trong chu kỳ giao dịch i.

b)Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

 

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với lệnh điều độ;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch của của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với lệnh điều độ;

: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

Điều 75. Thanh toán công suất thị trường

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán công suất thị trường cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:

1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

 

Trong đó:

: Khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

g: Tổ máy của nhà máy điện được thanh toán theo giá công suất;

G: Tổng số các tổ máy của nhà máy điện được thanh toán theo giá công suất;

: Giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kW);

: Lượng công suất thanh toán của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm (kW).

2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

 

Trong đó:

Rcan: Khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong chu kỳ thanh toán;

Rcan_i : Khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

Điều 76. Khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác

Căn cứ vào giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố, Đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:

Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

 

Trong đó:

: Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

P­_c: Giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác (đồng/kWh). Đối với các nhà máy thuỷ điện giá hợp đồng này chưa bao gồm thuế tài nguyên nước và phí môi trường rừng;

SMP_i: Giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

CAN_i: Giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).

Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

 

Trong đó:

Rc: Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;

: Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

Điều 77. Thanh toán khi can thiệp vào thị trường điện

1.Trường hợp thời gian can thiệp thị trường nhỏ hơn 24 giờ, Đơn vị phát điện được nhận các khoản thanh toán theo quy định tại Điều 74, Điều 75 và Điều 76 theo giá điện năng thị trường và lượng công suất thanh toán xác định tại Điều 71 Thông tư này.

2.Trường hợp thời gian can thiệp thị trường lớn hơn hoặc bằng 24 giờ, việc thanh toán cho Đơn vị phát điện được thực hiện theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn duy nhất phù hợp với trạng thái vận hành của nhà máy điện.

Điều 78. Thanh toán khi dừng thị trường điện

Trong thời gian dừng thị trường điện, việc thanh toán cho Đơn vị phát điện được thực hiện theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn duy nhất phù hợp với trạng thái vận hành của nhà máy điện.

Mục 4
THANH TOÁN DỊCH VỤ PHỤ TRỢ VÀ THANH TOÁN KHÁC

Điều 79. Thanh toán cho dịch vụ dự phòng quay và dịch vụ điều tần

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán cho Đơn vị phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng quay và dịch vụ điều tần theo quy định của Bộ Công Thương.   

Điều 80. Thanh toán cho dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen

Đơn vị cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen được thanh toán theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 81. Thanh toán cho các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày

1. Tính toán thanh toán doanh thu từng chu kỳ giao dịch cho các nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày theo công thức sau:

Rg_i = Pc × (Qhc_i × α) + (CAN_i + SMP_i) × (Qhc_i ×(1 - α)) + Rdu_i

Trong đó:

Rg_i: Khoản thanh toán cho nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

Pc: Giá hợp đồng mua bán điện (đồng/kWh);

Qhc_i : Sản lượng điện hiệu chỉnh trong chu kỳ giao dịch i (kWh) được xác định như sau:

- Trường hợp Qdu_i > 0, Qhc_i = Qm_i - Qdu_i;

- Trường hợp Qdu_i ≤ 0, Qhc_i = Qm_i.

Qm_i: Sản lượng điện năng tại vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

Qdu_i: Sản lượng điện năng phát sai khác so với mệnh lệnh điều độ (kWh) trong chu kỳ giao dịch i.

Rdu_i: Thanh toán cho sản lượng điện phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

SMP_i: Giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

CAN_i: Giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

α: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng cho các nhà máy thủy điện có hồ điều tiết dưới 02 ngày do Cục Điều tiết điện lực quy định.

Đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện (Pc × Qhc_i × α). Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các khoản thanh toán còn lại.

2. Thanh toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

 

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch thứ i cuả chu kỳ thanh toán;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;

Rg_i : Khoản thanh toán cho nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

Điều 82. Thanh toán khác

1.Đơn vị phát điện có tổ máy phát hoặc nhận công suất phản kháng trong chế độ chạy bù đồng bộ được thanh toán cho lượng điện năng hữu công nhận từ lưới điện theo quy định tại hợp đồng mua bán điện.

2.Trường hợp sản lượng đo đếm điện năng tháng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản 2 Điều 67có sai khác so với tổng điện năng đo đếm các ngày trong tháng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản 1 Điều 67Thông tư này, phần điện năng chênh lệch được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện đã ký giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.

3.Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng theo quy định tại Điểm đ Khoản 3 Điều 57Thông tư này hoặc phải ngừng 01 lò hơi để giảm công suất theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 57Thông tư này được thanh toán chi phí khởi động theo mức chi phí thỏa thuận giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận các sự kiện này đối với các tổ máy do Đơn vị phát điện công bố để Đơn vị mua buôn duy nhất để làm căn cứ thanh toán chi phí khởi động.

4.Trường hợp nhà máy có tổ máy phát điện thí nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra khỏi thị trường điện trong các chu kỳ chạy thí nghiệm. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thí nghiệm được thanh toán theo quy định tại hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất tương ứng với cấu hình tổ máy và loại nhiên liệu sử dụng.

5.Trường hợp các tổ máy nhiệt điện tuabin khí có chung đuôi hơi có thời điểm vận hành chu trình đơn, vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu chính theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện thì các chu kỳ giao dịch đó nhà máy điện được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất tương ứng với cấu hình tổ máy khi vận hành chu trình đơn, vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu chính.

6.Trường hợp nhà máy điện tuabin khí tạm thời gián tiếp tham gia thị trường điện theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các chu kỳ giao dịch có liên quan được thanh toán theo quy định của hợp đồng mua bán điện.

7.Trường hợp tổ máy đã có kế hoạch ngừng máy được phê duyệt nhưng vẫn phải phát công suất theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện, thì tách toàn bộ nhà máy đó ra  thị trường điện trong khoảng thời gian phát công suất theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian này được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.

8.Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tách lưới phát độc lập theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các chu kỳ giao dịch có liên quan được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.

9.Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tách khỏi hệ thống điện quốc gia và đấu nối vào lưới điện mua từ nước ngoài căn cứ theo kết quả tính toán vận hành hệ thống điện năm tới của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, việc tham gia thị trường điện trong năm tới và thanh toán cho nhà máy điện này được quy định như sau:

a) Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày có kế hoạch đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài thì tách toàn bộ nhà máy điện này tham gia gián tiếp thị trường điện trong năm tới. Toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong năm tới được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất. Các nhà máy điện khác loại hình nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày có kế hoạch đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài tiếp tục tham gia trực tiếp thị trường điện.

b) Các nhà máy điện không có kế hoạch đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài có trách nhiệm tham gia trực tiếp thị trường điện trong năm tới (là đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch). Trường hợp trong năm vận hành nhà máy điện này có tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong ngày giao dịch mà tổ máy có chu kỳ đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.

10.Trường hợp tổ máy thủy điện phải phát công suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào giá lập lịch theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện vì lý do an ninh hệ thống, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian này được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.

11.Trường hợp nhà máy thủy điện tham gia điều chỉnh tần số cấp I theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các chu kỳ liên quan được thanh toán theo cơ chế nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày, không tính đến sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ (Qdu=0). Các nhà máy thủy điện cùng nhóm nhà máy thủy điện bậc thang (nếu có) của các nhà máy tham gia điều tần cấp I được thanh toán theo cơ chế nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày, có xét đến sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ.

12.Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tham gia thử nghiệm hệ thống tự động điều chỉnh công suất (AGC) theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thì tách toàn bộ nhà máy điện này ra ngoài thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thử nghiệm được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện (giá Pc toàn phần) đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất. Trước ngày 01 tháng 12 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách các tổ máy phát điện dự kiến tham gia thử nghiệm hệ thống tự động điều chỉnh công suất (AGC) trong năm N cho các thành viên tham gia thị trường điện.

Mục 5

TRÌNH TỰ, THỦ TỤC THANH TOÁN

Điều 83. Số liệu phục vụ tính toán thanh toán thị trường điện

Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp và cung cấp cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện số liệu phục vụ việc tính toán thanh toán cho từng nhà máy điện theo quy định tại Phụ lục 6 Thông tư này.

Điều 84. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho ngày giao dịch

1. Trước ngày D+4, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ cho ngày giao dịch D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo mẫu quy định tại Phụ lục 4 Thông tư này.

2. Trước ngày D+6, Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm xác nhận bảng kê thanh toán thị trường điện theo quy định trên trang thông tin điện tử thị trường điện; thông báo lại cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các sai sót trong bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ (nếu có).

3. Ngày D+6, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện hoàn chỉnh cho ngày D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo biểu mẫu tại Phụ lục 4 Thông tư này. Đơn vị phát điện có trách nhiệm phát hành bảng kê thanh toán ngày và đưa vào hồ sơ phục vụ công tác thanh toán cho chu kỳ thanh toán.

Điều 85. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp các số liệu thanh toán cho tất cả ngày giao dịch trong chu kỳ thanh toán và kiểm tra, đối chiếu với biên bản tổng hợp sản lượng điện năng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng cung cấp.

2. Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ ngày giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện của chu kỳ thanh toán cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.

4. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán bao gồm bảng tổng hợp theo mẫu quy định tại Phụ lục 5 Thông tư này và biên bản xác nhận chỉ số công tơ và sản lượng điện năng.

5. Hình thức xác nhận bảng kê thanh toán và sự kiện thị trường điện: Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch, Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng chữ ký số để phục vụ công tác xác nhận, phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường điện. Trong trường hợp chữ ký số bị sự cố, Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận, phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường điện trực tiếp và xác nhận lại sau khi sự cố được khắc phục.

Điều 86. Hồ sơ thanh toán điện năng

1. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch lập và gửi chứng từ thanh toán thị trường điện cho Đơn vị mua buôn duy nhất căn cứ trên bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán.

2. Đơn vị phát điện lập và gửi chứng từ thanh toán hợp đồng cho Đơn vị mua buôn duy nhất theo các quy định trong hợp đồng mua bán điện đã ký giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.

3. Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch lập và gửi hóa đơn thanh toán cho Đơn vị mua buôn duy nhất. Hóa đơn thanh toán bao gồm các khoản thanh toán thị trường điện và thanh toán hợp đồng trong chu kỳ thanh toán.

Điều 87. Hồ sơ thanh toán cho hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ

Đơn vị phát điện có trách nhiệm lập hồ sơ thanh toán dịch vụ phụ trợ theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ.

Điều 88. Hiệu chỉnh hóa đơn

1. Trong trường hợp hóa đơn có sai sót, Đơn vị phát điện hoặc Đơn vị mua buôn duy nhất có quyền đề nghị xử lý theo các quy định hiện hành có liên quan trong thời hạn 01 tháng kể từ ngày phát hành. Các bên liên quan có trách nhiệm phối hợp xác định và thống nhất các khoản thanh toán hiệu chỉnh.

2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm bổ sung khoản thanh toán hiệu chỉnh vào hóa đơn của chu kỳ thanh toán tiếp theo.

Điều 89. Thanh toán

1. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện thanh toán theo hoá đơn của Đơn vị phát điện, thời hạn thanh toán căn cứ theo quy định tại hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai bên.

2. Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm thống nhất phương thức thanh toán trong thị trường điện phù hợp với quy định tại Thông tư này và các quy định có liên quan.

3. Trường hợp đến ngày 20 hàng tháng, nếu Đơn vị phát điện chưa nhận được Bảng kê thanh toán thị trường điện mà nguyên nhân không phải từ Đơn vị phát điện, Đơn vị phát điện có quyền lập, gửi hồ sơ tạm và hóa đơn thanh toán căn cứ theo sản lượng điện phát và giá hợp đồng mua bán điện. Sau khi bảng kê thanh toán thị trường điện được phát hành, phần chênh lệch giữa giá trị tạm thanh toán và giá trị quyết toán sẽ được bù trừ vào tháng kế tiếp.

Điều 90. Xử lý các sai sót trong thanh toán

Trường hợp có thanh toán thừa hoặc thiếu so với hóa đơn, các đơn vị liên quan xử lý các sai sót này theo quy định trong hợp đồng mua bán điện hoặc hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ

Chương VII
PHẦN MỀM CHO HOẠT ĐỘNG CỦA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 91. Phần mềm cho hoạt động của thị trường điện

1. Các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện bao gồm:

a)Mô hình mô phỏng thị trường;

b)Mô hình tính toán giá trị nước;

c)Phần mềm lập lịch huy động và điều độ;

d)Phần mềm phục vụ tính toán thanh toán;

đ) Các phần mềm khác phục vụ hoạt động thị trường điện.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng, phát triển và vận hành các phần mềm phục vụ thị trường điện.

Điều 92. Yêu cầu đối với phần mềm cho hoạt động của thị trường điện

1. Đảm bảo tính chính xác, độ tin cậy, tính bảo mật và đáp ứng được các tiêu chuẩn do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xây dựng.

2. Có đầy đủ các hướng dẫn kỹ thuật, quy trình vận hành kèm theo.

Điều 93. Xây dựng và phát triển các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện

1. Các phần mềm cho hoạt động thị trường điện phải được xây dựng, phát triển để hỗ trợ thực hiện các tính toán và giao dịch theo quy định tại Thông tư này và các quy trình vận hành của thị trường điện.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm

a)Xây dựng các tiêu chuẩn đối với các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện;

b)Thẩm định, kiểm tra khả năng đáp ứng của phần mềm đối với các tiêu chuẩn theo quy định tại Điểm a Khoản này trước khi áp dụng;

c)Công bố danh sách, các thuật toán và quy trình sử dụng các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện.

Điều 94. Kiểm toán phần mềm

1. Các phần mềm phục vụ thị trường phải được kiểm toán trong các trường hợp sau:

a)Trước khi thị trường điện chính thức vận hành;

b)Trước khi đưa phần mềm mới vào sử dụng;

c)Sau khi hiệu chỉnh, nâng cấp có ảnh hưởng đến việc tính toán;

d)Kiểm toán định kỳ.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đề xuất đơn vị kiểm toán độc lập có năng lực để thực hiện kiểm toán, báo cáo Cục Điều tiết điện lực trước khi thực hiện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố kết quả kiểm toán cho các thành viên tham gia thị trường điện.

 

 

 

Chương VIII
HỆ THỐNG THÔNG TIN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
VÀ QUY ĐỊNH VỀ CÔNG BỐ THÔNG TIN

Mục 1
HỆ THỐNG THÔNG TIN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 95. Cấu trúc hệ thống thông tin thị trường điện

Hệ thống thông tin thị trường điện bao gồm các thành phần cơ bản sau:

1. Hệ thống phần cứng và phần mềm phục vụ quản lý và trao đổi thông tin thị trường điện.

2. Hệ thống cơ sở dữ liệu và lưu trữ.

3. Cổng thông tin điện tử phục vụ thị trường điện, bao gồm cả trang thông tin điện tử nội bộ và trang thông tin điện tử công cộng.

Điều 96. Quản lý và vận hành hệ thống thông tin thị trường điện

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng, quản lý và vận hành Hệ thống thông tin thị trường điện.

2. Thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm đầu tư trang thiết bị trong phạm vi quản lý đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định, đảm bảo việc kết nối với Hệ thống thông tin thị trường điện.

3. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm phát triển, quản lý và vận hành mạng đường truyền kết nối giữa Hệ thống thông tin thị trường điện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện với các thiết bị của các thành viên tham gia thị trường điện.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chỉ được vận hành hoặc thay đổi Hệ thống thông tin thị trường điện hiện có sau khi đã nghiệm thu hoàn chỉnh và được Cục Điều tiết điện lực thông qua.

5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trang bị thiết bị dự phòng cho Hệ thống thông tin thị trường điện để đảm bảo có thể thu thập, truyền và công bố thông tin thị trường trong trường hợp Hệ thống thông tin thị trường điện chính bị sự cố hoặc không thể vận hành.

Mục 2
QUẢN LÝ VÀ CÔNG BỐ THÔNG TIN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 97. Cung cấp và công bố thông tin thị trường điện

1. Đơn vị phát điện, Đơn vị mua buôn duy nhất, Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các thông tin, số liệu phục vụ lập kế hoạch vận hành, lập lịch huy động và tính toán thanh toán theo quy định tại Thông tư này qua cổng thông tin điện tử của Hệ thống thông tin thị trường điện.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp và công bố thông tin, số liệu và các báo cáo vận hành thị trường điện cho các thành viên tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông tư này qua cổng thông tin điện tử của Hệ thống thông tin thị trường điện.

3. Mức độ phân quyền truy cập thông tin được xác định theo chức năng của các đơn vị và theo quy định tại Quy trình quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện và công bố thông tin thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố công khai trên trang thông tin điện tử công cộng các thông tin sau:

a)Thông tin về các thành viên tham gia thị trường điện;

b)Dữ liệu về phụ tải hệ thống;

c)Số liệu thống kê về giá thị trường;

d)Các thông tin khác được quy định trong Quy trình quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện và công bố thông tin thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

Điều 98. Trách nhiệm đảm bảo tính chính xác của thông tin thị trường điện

1. Thành viên tham gia thị trường có trách nhiệm đảm bảo tính chính xác và đầy đủ của thông tin thị trường điện tại thời điểm cung cấp.

2. Trường hợp phát hiện các thông tin đã cung cấp, công bố không chính xác và đầy đủ, thành viên tham gia thị trường có trách nhiệm cải chính và cung cấp lại thông tin chính xác cho đơn vị có liên quan.

Điều 99. Bảo mật thông tin thị trường điện

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không được tiết lộ các thông tin do thành viên tham gia thị trường điện cung cấp, bao gồm:

a)Thông tin về hợp đồng mua bán điện;

b)Bản chào giá của Đơn vị phát điện trước khi kết thúc ngày giao dịch;

c)Các thông tin khác ngoài thẩm quyền.

2. Thành viên tham gia thị trường điện không được tiết lộ các thông tin ngoài phạm vi được phân quyền cung cấp và công bố.

Điều 100. Các trường hợp miễn trừ bảo mật thông tin

1. Cung cấp thông tin theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực hoặc cơ quan có thẩm quyền theo quy định của pháp luật.

2. Các thông tin tự tổng hợp, phân tích từ các thông tin công bố trên thị trường điện, không phải do các thành viên tham gia thị trường điện khác cung cấp sai theo quy định tại Điều 99Thông tư này.

Điều 101. Lưu trữ thông tin thị trường điện

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu lại toàn bộ hoạt động trao đổi thông tin được thực hiện qua Hệ thống thông tin thị trường điện. Thời hạn lưu trữ thông tin ít nhất là 05 năm.

Mục 3
BÁO CÁO VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 102. Công bố thông tin vận hành thị trường điện

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm định kỳ lập và công bố thông tin vận hành thị trường điện theo quy định tại Quy trình vận hành Hệ thống thông tin thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành, cụ thể như sau:

1. Trước 15h00 hàng ngày, lập và công bố báo cáo vận hành thị trường điện ngày hôm trước.

2. Trước 16h00 thứ Ba hàng tuần, lập và công bố báo cáo vận hành thị trường điện tuần trước.

3. Trước ngày 20 hàng tháng, lập và công bố báo cáo vận hành thị trường điện tháng trước.

4. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, lập và công bố báo cáo vận hành thị trường điện năm trước.

Điều 103. Chế độ báo cáo vận hành thị trường điện

1. Trước ngày 10 hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện lực báo cáo vận hành hệ thống điện và thị trường điện của tháng trước theo mẫu do Cục Điều tiết điện lực quy định.

2. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện lực các báo cáo vận hành hệ thống điện và thị trường điện của năm trước theo mẫu do Cục Điều tiết điện lực quy định.

3. Trong thời hạn 24 giờ kể từ khi kết thúc can thiệp thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực về việc can thiệp thị trường điện.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo đột xuất về vận hành hệ thống điện, thị trường điện theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.

Điều 104. Kiểm toán số liệu và tuân thủ trong thị trường điện

1. Kiểm toán định kỳ

Trước ngày 31 tháng 3 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổ chức thực hiện và hoàn thành việc kiểm toán số liệu và sự tuân thủ thị trường điện của năm trước. Nội dung kiểm toán hàng năm bao gồm:

a)Kiểm toán số liệu, quá trình thực hiện tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong thị trường điện, bao gồm:

- Số liệu cho quá trình tính toán trong thị trường điện;

- Các bước thực hiện tính toán;

- Kết quả tính toán.

b)Kiểm toán tuân thủ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đối với các trình tự, thủ tục theo quy định tại Thông tư này.

2. Kiểm toán đột xuất

Cục Điều tiết điện lực có quyền yêu cầu Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tổ chức thực hiện kiểm toán đột xuất theo các nội dung và phạm vi kiểm toán cụ thể trong các trường hợp sau:

a)Khi phát hiện dấu hiệu bất thường trong vận hành thị trường điện;

b)Theo đề nghị bằng văn bản của thành viên tham gia thị trường điện trong đó nêu rõ nội dung và lý do hợp lý để yêu cầu kiểm toán đột xuất.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đề xuất đơn vị kiểm toán độc lập đủ năng lực thực hiện các nội dung kiểm toán thị trường điện trình Cục Điều tiết điện lực thông qua.

4. Các thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm hợp tác đầy đủ trong quá trình thực hiện kiểm toán thị trường điện.

5. Chi phí kiểm toán

a)Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chi trả trong các trường hợp kiểm toán theo quy định tại Khoản 1 và Điểm a Khoản 2 Điều này;

b)Do đơn vị đề nghị kiểm toán chi trả trong trường hợp kiểm toán theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều này.

6. Trong thời hạn 10 ngày kể từ khi kết thúc kiểm toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi báo cáo kiểm toán cho Cục Điều tiết điện lực và các đơn vị liên quan.

Chương IX
GIẢI QUYẾT TRANH CHẤP VÀ XỬ LÝ VI PHẠM

Mục 1
GIẢI QUYẾT TRANH CHẤP

Điều 105. Trình tự giải quyết tranh chấp trong thị trường điện

1. Các tranh chấp phát sinh trong thị trường điện được giải quyết theo Quy định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp trên thị trường điện lực do Bộ Công Thương ban hành.

2. Trước khi thực hiện giải quyết tranh chấp theo quy định tại Khoản 1 Điều này, trong thời hạn 60 ngày kể từ thời điểm phát sinh tranh chấp trong thị trường điện, các bên có trách nhiệm tiến hành đàm phán để tự giải quyết tranh chấp theo một trong các hình thức sau:

a)Thương lượng;

b)Hoà giải.

Điều 106. Trách nhiệm của các bên trong quá trình tự giải quyết tranh chấp

1. Thống nhất về hình thức tự giải quyết tranh chấp, thời gian, địa điểm tiến hành đàm phán.

2. Cung cấp đầy đủ, trung thực, chính xác những thông tin, tài liệu cần thiết liên quan đến nội dung tranh chấp.

3. Đưa ra chứng cứ hợp pháp để bảo vệ quyền và lợi ích hợp pháp.

4. Tham gia quá trình đàm phán với tinh thần thiện chí, hợp tác.

5. Trong quá trình tự giải quyết tranh chấp, nếu phát hiện tranh chấp có dấu hiệu vi phạm quy định thị trường điện thì bên phát hiện có trách nhiệm thông báo cho bên kia biết để dừng tự giải quyết tranh chấp và báo cáo Cục Điều tiết điện lực.

Điều 107. Thông báo tranh chấp và chuẩn bị đàm phán

1. Khi phát sinh tranh chấp, bên yêu cầu có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho bên bị yêu cầu về việc tranh chấp và yêu cầu giải quyết tranh chấp và gửi Cục Điều tiết điện lực 01 bản để báo cáo.

2. Trong thời hạn 15 ngày kể từ ngày nhận được thông báo, các bên có trách nhiệm thống nhất về hình thức giải quyết tranh chấp, nội dung cần giải quyết, thời gian và địa điểm đàm phán. Trường hợp lựa chọn hình thức hoà giải thông qua trung gian, các bên có trách nhiệm thống nhất về việc chọn người làm trung gian hoà giải. Các bên có quyền thoả thuận thay đổi người trung gian hoà giải trước thời gian dự kiến hoà giải đã thống nhất.

Điều 108. Tổ chức tự giải quyết tranh chấp

1. Thương lượng

Các bên có trách nhiệm trao đổi, thoả thuận về các nội dung cần giải quyết.

2. Hoà giải

a)Các bên có thể mời chuyên gia có chuyên môn hoặc đề nghị Cục Điều tiết điện lực cử cán bộ làm trung gian hoà giải và thống nhất về trách nhiệm của người trung gian hoà giải;

b)Các bên có trách nhiệm cung cấp cho người trung gian hoà giải nội dung vụ việc tranh chấp, các thông tin, tài liệu có liên quan đến vụ việc tranh chấp và các yêu cầu giải quyết của từng bên;

c)Các bên có thể nhất trí với phương án giải quyết của người trung gian hoà giải; yêu cầu người trung gian hoà giải sửa đổi, bổ sung phương án giải quyết đó hoặc tự thoả thuận để thống nhất phương án giải quyết mới.

Điều 109. Biên bản tự giải quyết tranh chấp

1. Sau khi kết thúc tự giải quyết tranh chấp hoặc hết thời hạn tự giải quyết tranh chấp, các bên tranh chấp có trách nhiệm lập Biên bản tự giải quyết tranh chấp bao gồm các nội dung sau:

a)Thời gian và địa điểm tiến hành tự giải quyết tranh chấp;

b)Tên, địa chỉ các bên tham gia tự giải quyết tranh chấp;

c)Tóm tắt nội dung tranh chấp;

d)Nội dung yêu cầu của các bên;

đ) Những nội dung đã được các bên thoả thuận;

e)Những nội dung các bên không thoả thuận được và lý do.

2. Trong thời hạn 05 ngày kể từ ngày lập Biên bản tự giải quyết tranh chấp, các bên có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện lực 01 bản để báo cáo.

Điều 110. Giải quyết tranh chấp tại Cục Điều tiết điện lực

1. Các bên có quyền gửi vụ việc lên Cục Điều tiết điện lực để giải quyết tranh chấp trong các trường hợp sau:

a)Hết thời hạn tự giải quyết tranh chấp theo quy định tại Khoản 2 Điều 105Thông tư này mà vụ việc tranh chấp hoà giải không thành hoặc không thể tổ chức tự giải quyết tranh chấp được do một bên không tham gia tự giải quyết tranh chấp;

b)Một bên không thực hiện các nội dung đã thoả thuận trong Biên bản tự giải quyết tranh chấp.

Sau khi nhận được hồ sơ đề nghị giải quyết tranh chấp hợp lệ theo quy định, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm giải quyết tranh chấp theo trình tự, thủ tục theo quy định tại Quy định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp trên thị trường điện lực do Bộ Công Thương ban hành.

Mục 2
XỬ LÝ VI PHẠM

Điều 111. Phát hiện và trình báo vi phạm

1. Các hành vi vi phạm trong thị trường điện bị phát hiện phải được trình báo Cục Điều tiết điện lực bằng văn bản.

2. Nội dung trình báo hành vi vi phạm bao gồm:

a) Ngày, tháng, năm trình báo;

b) Tên, địa chỉ tổ chức, cá nhân trình báo;

c) Tên, địa chỉ tổ chức, cá nhân thực hiện hành vi có dấu hiệu vi phạm;

d) Mô tả hành vi có dấu hiệu vi phạm;

đ) Thời gian, địa điểm xảy ra hành vi có dấu hiệu vi phạm;

e) Lý do phát hiện hành vi có dấu hiệu vi phạm (nếu có).

Điều 112. Xác minh hành vi vi phạm

1. Trong thời hạn 05 ngày kể từ ngày tiếp nhận vụ việc về hành vi có dấu hiệu phạm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thụ lý vụ việc. Trường hợp không thụ lý thì phải thông báo bằng văn bản cho tổ chức, cá nhân trình báo.

2. Sau khi thụ lý vụ việc, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tiến hành xác minh hành vi có dấu hiệu vi phạm. Trong quá trình tiến hành xác minh hành vi vi phạm, Cục Điều tiết điện lực có quyền:

a) Yêu cầu đơn vị có dấu hiệu vi phạm, các đơn vị liên quan cung cấp thông tin, tài liệu cần thiết phục vụ cho quá trình xác minh;

b) Yêu cầu đơn vị có dấu hiệu vi phạm giải trình;

c) Trưng cầu giám định, lấy ý kiến chuyên gia hoặc ý kiến của cơ quan, đơn vị có liên quan;

d) Triệu tập đơn vị có dấu hiệu vi phạm, các đơn vị bị ảnh hưởng do hành vi vi phạm để lấy ý kiến về hướng giải quyết và khắc phục hành vi vi phạm.

3. Trong quá trình xác minh, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm giữ bí mật các thông tin, tài liệu được cung cấp theo quy định về bảo mật thông tin theo quy định tại Thông tư này và các quy định khác liên quan đến bảo mật thông tin.

Điều 113.  Lập Biên bản vi phạm hành chính

1. Trong thời hạn 60 ngày làm việc kể từ ngày tiến hành xác minh, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm kết thúc xác minh và lập Biên bản vi phạm hành chính đối với hành vi vi phạm quy định vận hành thị trường điện. Trường hợp vụ việc có nhiều tình tiết phức tạp, thời hạn xác minh có thể kéo dài nhưng không quá 30 ngày làm việc kể từ ngày hết hạn xác minh.

2. Biên bản vi phạm hành chính được lập theo quy định về xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực.

3. Trường hợp kết quả xác minh cho thấy hành vi bị trình báo không vi phạm quy định vận hành thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực dừng xác minh, thông báo cho tổ chức, cá nhân trình báo và cho tổ chức, cá nhân bị xác minh.

Điều 114. Xử lý vi phạm

Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có hành vi vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực ngoài việc bị xử phạt vi phạm hành chính theo quy định tại Nghị định của Chính phủ quy định về xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực, an toàn đập thủy điện, sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả còn bị đình chỉ tham gia thị trường điện, cụ thể như sau:

1. Căn cứ vào mức độ nghiêm trọng của hành vi vi phạm ảnh hưởng đến việc vận hành thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực ra quyết định đình chỉ tham gia thị trường điện đối với nhà máy điện. Thời hạn đình chỉ tham gia thị trường điện là từ 06 tháng đến 01 năm tính từ ngày hiệu lực của quyết định xử phạt vi phạm hành chính. 

2. Trong thời hạn 01 ngày tính từ ngày nhận được Quyết định đình chỉ nhà máy điện tham gia thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố việc đình chỉ quyền tham gia thị trường điện đối với nhà máy điện vi phạm.

3. Hết thời hạn quy định tại Khoản 1 Điều này, nhà máy điện vẫn chưa khắc phục vi phạm, Cục Điều tiết điện lực có quyền ra quyết định gia hạn đình chỉ quyền tham gia thị trường điện.

4. Khi hoàn thành việc khắc phục hành vi vi phạm và các nghĩa vụ quy định trong quyết định đình chỉ tham gia thị trường điện, nhà máy điện có trách nhiệm gửi tài liệu chứng minh tới Cục Điều tiết điện lực và tham gia thị trường điện sau khi hết thời hạn bị đình chỉ.

Chương X
TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 115. Trách nhiệm của Cục Điều tiết điện lực

1. Phổ biến, kiểm tra và giám sát việc thực hiện Thông tư này.

2. Hướng dẫn hoặc trình Lãnh đạo Bộ hướng dẫn thực hiện các nội dung mới phát sinh hoặc vướng mắc trong quá trình thực hiện Thông tư này.

Điều 116. Trách nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt nam

Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và các đơn vị có liên quan:

1. Rà soát, hiệu chỉnh các quy trình kỹ thuật trình Cục Điều tiết điện lực ban hành sau 30 ngày kể từ ngày ban hành Thông tư này, bao gồm:

a) Quy trình lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần tới;

b) Quy trình lựa chọn nhà máy mới tốt nhất và tính toán giá công suất thị trường;

c) Quy trình mô phỏng thị trường điện;

d) Quy trình tính toán giá trị nước;

đ) Quy trình phân loại tổ máy và tính giá trần bản chào của nhà máy nhiệt điện;

e) Quy trình lập lịch huy động các tổ máy phát điện, vận hành thời gian thực và tính toán thanh toán trong thị trường điện;

g) Quy trình quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện và công bố thông tin thị trường điện;

h) Quy trình phối hợp đối soát số liệu thanh toán giữa Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, các đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất;

i) Quy trình tối ưu sử dụng nguồn nhiên liệu khí phục vụ công tác lập lịch huy động ngày tới;

k) Quy trình phối hợp xác nhận các sự kiện phục vụ các khoản thanh toán trên thị trường điện.

l) Quy trình đào tạo, kiểm tra và công nhận chức danh kỹ sư điều hành giao dịch thị trường điện;

m) Quy trình điều chỉnh sản lượng hợp đồng.

2. Đầu tư, xây dựng, lắp đặt và nâng cấp Hệ thống thông tin thị trường điện và các phần mềm phục vụ thị trường điện phù hợp với yêu cầu theo quy định tại Thông tư này.

Điều 117. Trách nhiệm của các đơn vị liên quan

1.Các đơn vị tham gia thị trường điện có trách nhiệm hoàn thiện các trang thiết bị thông tin phù hợp với Hệ thống thông tin thị trường điện theo quy định tại Thông tư này.

2.Các đơn vị phát điện tham gia thị trường điện có trách nhiệm ký hợp đồng mua bán điện theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành áp dụng cho thị trường điện.

3.Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm nâng cấp Trang thông tin điện tử thị trường điện để các đơn vị phát điện nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện theo hình thức trực tuyến thông quan Trang thông tin điện tử này. 

Điều 118. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15 tháng 11 năm 2018.

2. Bãi bỏ Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh; Điều 1 Thông tư số 51/2015/TT-BCT ngày 29 tháng 12 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xây dựng giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện; Điều 3 Thông tư số 13/2017/TT-BCT ngày 03 tháng 8 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện, Thông tư số 30/2014/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 57/2014/TT-BCT quy định phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện; Điều 13 Thông tư số 21/2015/TT-BCT ngày 23 tháng 6 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, trình tự kiểm tra hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, tính từ ngày Thông tư này có hiệu lực thi hành.

3. Trong quá trình thực hiện, nếu phát sinh vướng mắc, tổ chức cá nhân trách nhiệm phản ánh về Bộ Công Thương để bổ sung, sửa đổi cho phù hợp./.

 

 

Phụ lục 1

                                                          LỊCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

(Ban hành kèm theo Thông tư số   28  /2018/TT-BCT ngày  27    tháng  9  năm 2018

của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh)

Chú thích:

NMĐ: Nhà máy điện;

SMO: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

SB: Đơn vị mua buôn duy nhất;

TNO: Đơn vị truyền tải điện;

MDMSP: Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng.

 

Phụ lục 2
MẪU BẢNG GIÁ TRẦN BẢN CHÀO CỦA NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN

(Ban hành kèm theo Thông tư số   28  /2018/TT-BCT ngày  27   tháng  9  năm 2018

của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh)

 

1. Tên nhà máy điện:…………………………..

2. Thời gian áp dụng: trong tháng…….năm…..

Phụ lục 3
MẪU BẢN CHÀO GIÁ

(Ban hành kèm theo Thông tư số   28  /2018/TT-BCT ngày  27   tháng  9  năm 2018

của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh)

 

 

Phụ lục 4
MẪU BẢNG KÊ THANH TOÁN NGÀY

(Ban hành kèm theo Thông tư số   28  /2018/TT-BCT ngày  27   tháng  9  năm 2018

của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh)

1. Tên Công ty phát điện: ___________

2. Tên nhà máy điện:_______________

3. Ngày giao dịch _________________

Bảng 1

BẢNG TỔNG HỢP CÁC KHOẢN THANH TOÁN HÀNG NGÀY

Bảng 2

 BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN TÍNH THEO
GIÁ ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG

Bảng 3

BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN TÍNH THEO GIÁ CHÀO

Bảng 4

BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN CHO PHẦN SẢN LƯỢNG PHÁT TĂNG THÊM

Bảng 5

 BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN CÔNG SUẤT THỊ TRƯỜNG

 

Phụ lục 5
MẪU BẢNG KÊ THANH TOÁN THÁNG

(Ban hành kèm theo Thông tư số    28  /2018/TT-BCT ngày   27  tháng  9  năm 2018

của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh)

1. Tên Công ty phát điện:

2. Tên nhà máy điện:

3. Chu kỳ thanh toán:

Bảng 1

BẢNG TỔNG HỢP CÁC KHOẢN THANH TOÁN THÁNG___

Bảng 2

 BẢNG KÊ THANH TOÁN ĐIỆN NĂNG
THỊ TRƯỜNG TRONG THÁNG __

 

Bảng 3

 BẢNG KÊ THANH TOÁN CÔNG SUẤT
THỊ TRƯỜNG TRONG THÁNG

 

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

(Ký tên và đóng dấu)

 

(Gửi kèm theo bảng kê thanh toán hoàn chỉnh cho từng ngày giao dịch trong tháng)